JONI AHONEN PALVELUTUOTTEEN KEHITTÄMINEN TUULIVOIMALOIDEN VERKKOON LIITTÄMISELLE

Transkriptio

1 JONI AHONEN PALVELUTUOTTEEN KEHITTÄMINEN TUULIVOIMALOIDEN VERKKOON LIITTÄMISELLE Diplomityö Tarkastaja: professori Sami Repo Tarkastaja ja aihe hyväksytty Automaatio-, kone- ja materiaalitekniikan tiedekuntaneuvoston kokouksessa 5.syyskuuta 2012

2 ii TIIVISTELMÄ TAMPEREEN TEKNILLINEN YLIOPISTO Automaatiotekniikan koulutusohjelma AHONEN, JONI: Palvelutuotteen kehittäminen tuulivoimaloiden verkkoon liittämiselle Diplomityö, 97 sivua, 2 liitesivua Tammikuu 2013 Pääaine: Teollisuuden sähkönkäyttötekniikka Tarkastaja: Professori Sami Repo Avainsanat: Tuulivoima, palvelutuote, verkostovaikutukset, PSCAD Tuulivoimatuotannon yleistyminen Suomessa tulevina vuosina yhdistettynä melko pieneen käytännön kokemukseen hajautetun tuotannon integroimisesta osaksi sähköverkkoa, lisää tuulivoimatuottajien ja verkkoyhtiöiden tarvetta ulkopuolisen suunnittelu- ja konsultointiosaamisen hyödyntämiselle tuulivoimahankkeiden aikana. Tuulivoimahankkeet ovat luonteeltaan erittäin pitkäkestoisia ja erilaisten selvitys- ja suunnittelutöiden osuus hankkeiden aikana on merkittävä. Tässä diplomityössä kehitetään ElMil Oy:lle kokonaisvaltaista sähköteknisiin tarkasteluihin perustuvaa palvelumallia tuulivoimaloiden verkkoon liittämiseksi, jota voidaan tarjota lähinnä eri alueiden sähköverkkoyhtiöille. Palvelumallin sisältö on kehitetty siten, että se kattaa koko tuulivoimahankkeen aina esiselvityksistä itse voimalan sähköverkkoon liittämiseen asti. Suunnittelun tukena käytetään PSCAD-ohjelmistoa, jonka avulla tuulivoimaloiden sähköteknisiä vaikutuksia sähköverkossa voidaan arvioida simulointien kautta. Kehitettyä palvelumallia päästään testaamaan tässä diplomityössä käytännön esimerkin kautta. Yhteistyössä Järvi-Suomen Energia Oy:n kanssa on tarkasteltu Juvan Loukeenvuorelle sijoittuvien kahden 3 MW:n tuulivoimalan sähköverkkoon liittämistä. Simulointien avulla työssä tarkastellaan tuulivoimaloiden verkostovaikutuksia ja verkostosuojauksen toteuttamista kahdessa erilaisessa tilanteessa. Perustilanteen tarkasteluissa tuulivoimalat sijoitetaan omalle johtolähdölleen alueelle rakennettavalle uudelle sähköasemalle ja korvaustilanteessa tuulivoimalat liitetään osaksi jo olemassa olevaa johtolähtöä, joka sisältää myös muita kuluttajia. Tarkasteluissa halutaan selvittää miten suuria sähköteknisiä muutoksia tuulivoimalat aiheuttavat alueen sähköverkossa ja kuinka verkostosuojaus tulee rakentaa kahdessa erityyppisessä tilanteessa. Perustilanteen tarkasteluissa ei havaita mitään ongelmakohtia ja sen toteuttaminen on varsin selkeäpiirteistä ja huomattavasti yksinkertaisempaa kuin korvaustilanteessa. Korvaustilanteessa joudutaan sallimaan suosituksia suuremmat muutokset sähkön laadussa. Kahden tuulivoimalan liittäminen suhteellisen heikkoon jakeluverkkoon aiheuttaa haitallisia muutoksia alueen muille sähkönkäyttäjille. Korvaustilanteessa alueen sähköverkkoa joudutaan tietyiltä osin vahvistamaan ja lisäämään verkostoautomaatiota verkon käyttövarmuuden parantamiseksi.

3 iii ABSTRACT TAMPERE UNIVERSITY OF TECHNOLOGY Master s Degree Programme in Automation Technology AHONEN, JONI: Development of the service product for the grid connection of a wind turbine Master of Science Thesis, 97 pages, 2 Appendix pages January 2013 Major: Utilization of Electrical Energy Examiner: Professor Sami Repo Keywords: Wind power, service product, grid effects, PSCAD The wind power production will increase during the next few years in Finland. A quite narrow knowhow about integrating wind turbines part of power systems increases the need for using external planning resources in wind power projects. Typically the projects are quite a long-term and percentage of planning is remarkable. The aim of this study is to create a service model for integrating wind power into the distribution grid. This service model contains comprehensive wind power projects planning from different kinds of pre-statements to connecting wind turbines physically to the grid. In this thesis the grid effects of wind turbines were modeled with the PSCAD simulation tool. The co-operation with Järvi-Suomen Energia Ltd created opportunity to test practically developed service model. Järvi-Suomen Energia Ltd is planned to connect two 3 MW wind turbines in their own distribution grid. These wind turbines are located in Loukeenvuori near by the municipality of Juva. The grid effects has been estimated and also planned how grid protection will be implemented in two different kind of situation by using PSCAD simulation. In the basic situation the wind turbines is connected to own medium voltage feeder. In the replacement situation wind turbines is connected to existing medium voltage feeder that also includes other customers. In the basic situation simulation did not observe any major problems. The changes of power quality stayed moderate level as general guidelines suggest and grid protection is simple and straightforward to implement. Connecting two wind turbines far away from substation and quite weak distribution grid causes negative affects to the customers. The investments for strengthening of the distribution grid are necessary to avoid the harmful changes power quality in the replacement situation.

4 iv ALKUSANAT Tämä diplomityö on tehty ElMil Oy:n esittämästä aiheesta marraskuun 2011 ja joulukuun 2012 välisenä aikana. Työn tarkastajana Tampereen teknillisestä yliopistosta toimi professori Sami Repo ja ohjaajana ElMil Oy:ltä diplomi-insinööri Jani Viljakainen. Molemmille erittäin suuri kiitos asiantuntevasta ja laadukkaasta opastuksesta työni aikana. Lisäksi haluan kiittää ElMil Oy:n Tomi Hokkasta sekä Järvi-Suomen Energia Oy:n Mika Karhista informaation antamisesta tuulivoimahankkeeseen liittyvissä asioissa. Suurin kiitos kuuluu kuitenkin vanhemmilleni, joilta saadun tuen ja kannustuksen merkitys opintojen aikana on ollut korvaamatonta. Erityinen kiitos myös isovanhemmilleni, joilta saatu tuki ja oppi on aina arvokasta. Mikkelissä Joni Ahonen

5 v SISÄLLYS 1 Johdanto Palvelutuotemallin kehittäminen Palvelutuotteen sisältö Teknis-taloudelliset esiselvitykset Liittymisehtojen ja maksujen määritys Verkkoon liittämisen suunnittelu Tuulivoimapuiston sisäisen sähköverkon suunnittelu Suojauksen suunnittelu Sähkönlaadun simulointi Palvelunäkökulma Tuulivoima Tuulivoimalan rakenne ja tekniikka Tuulivoimalan tehonsäätö Voimalatyypit Kiinteänopeuksinen tuulivoimala Muuttuvanopeuksinen tuulivoimala liukurengasgeneraattorilla Muuttuvanopeuksinen käyttö kaksoissyötetyllä liukurengasgeneraattorilla Muuttuvanopeuksinen tuulivoimala täyden tehon suuntaajakäytöllä Tuulivoima Suomessa Yleiset liittymisehdot Voimalaitosten järjestelmätekniset vaatimukset (VJV 2013) Referenssipisteen määrittely Pätö- ja loistehon säätö Jännitteen ja taajuuden toiminta-alueet Toiminta verkkohäiriöiden aikana Voimalan käynnistäminen ja pysäyttäminen Käyttöönottokokeet Toimitettavat dokumentit Tuulivoimaloiden verkostovaikutukset jakeluverkossa Tuotantolaitosten luokittelu ja liittämiskohdan valinta Sähkötekniset vaikutukset Jännitetason muutokset Voimalan kytkeminen sähköverkkoon Nopeat jännitemuutokset Yliaallot Häviöt Vikavirtatasojen muuttuminen Sähköverkon suojaus Johtolähdön suojaus... 37

6 6.2 Tuulivoimalan suojaus Yli- ja alijännitesuojaus Yli- ja alitaajuussuojaus Ylivirtasuojaus Yksinsyötön esto Maasulkusuojaus Vianilmaisimet Tyypilliset vikatapaukset Jälleenkytkennän epäonnistuminen Terveiden lähtöjen tarpeeton erottaminen Viallisen lähdön ylivirtasuojauksen sokaistuminen Case: Loukeenvuoren tuulipuiston perustilanne Tarkasteltava verkkomalli Simulointimallin todennus Verkkoliitynnän suunnittelu Kuormitusvirtojen muutokset Pysyvä jännitetason muutos Nopeat jännitemuutokset Yhteenveto verkkoon liittämisestä perustilanteessa Suojauksen suunnittelu Kaksivaiheinen oikosulku tuulivoimaloiden liittymispisteessä Yksivaiheinen maasulku johtolähdön lopulla Viereisen johtolähdön vikatilanne Takasyöttö kiskoviassa Yhteenveto perustilanteen suojauksesta Case: Loukeenvuoren tuulipuiston korvaustilanne Tarkasteltava verkkomalli Simulointimallin todentaminen Verkkoliitynnän suunnittelu Kuormitusvirtojen muutokset Pysyvä jännitetason muutos Nopeat jännitemuutokset Oikosulkukestoisuus Yhteenveto verkkoon liittämisestä korvaustilanteessa Suojauksen suunnittelu Kaksivaiheinen oikosulku johtolähdön lopussa Yksivaiheinen maasulku tuulivoimalähdön lopussa Viereisen johtolähdön vikatilanne Suojauksen sokaistuminen Pikajälleenkytkentä Saarekekäytön estosuojaus Yhteenveto korvaustilanteen suojauksesta vi

7 9 Tulokset ja niiden arviointi Yhteenveto Lähteet 96 Liite 1: Tuulivoimalasta toimitettavat dokumentit Liite 2: Verkkokuva Loukeenvuoren keskijänniteverkosta vii

8 viii KÄYTETYT MERKINNÄT JA LYHENTEET P 0 P i A v i c p s n s n f p U S n Tuulivoimalan roottoria pyörittävä teho Maksimi ulostuloteho Ilman tiheys Roottorin lapojen pinta-ala Tuulen nopeus Hyötykerroin Oikosulkugeneraattorin jättämä Roottorin tahtinopeus Roottorin todellinen pyörimisnopeus Taajuus Generaattorin napapariluku Pääjännite Nimellisteho R Resistanssi X Reaktanssi cos Tehokerroin S k U v P st P lt h I h I R i suhde Käynnistysvirtakerroin, Generaattorin käynnistyessä ottama virta suhteessa koneen nimellisvirtaan Oikosulkuteho Vaihejännite Välkynnän lyhytaikainen häiritsevyysindeksi Välkynnän pitkäaikainen häiritsevyysindeksi Yliaallon järjestysluku Yksittäinen yliaaltovirta Referenssivirta I k 3 Kolmivaiheinen oikosulkuvirta I k 2 Kaksivaiheinen oikosulkuvirta I kt k s Suurin sallittu oikosulkuvirta I 1 Suurin sallittu oikosulkuvirta yhden sekunnin ajan Z f Z th I f Vikaimpedanssi Thevenin impedanssi Maasulkuvirta Kulmataajuus

9 ix C 0 U 0 L Q i k a Maakapasitanssi Nollajännite Induktanssi Loisteho c, v Yksittäisen tuuliturbiinin välkyntäkerroin tietyllä verkon impedanssin f k vaihekulmalla ja tuulen nopeudella k Yksittäisen tuuliturbiinin välkyntäastekerroin tietyllä verkon impedanssin vaihekulmalla Lyhenteet PSCAD Power System Computer Aided Design, Sähköverkon transienttiilmiöiden simulointiin tarkoitettu ohjelmisto. YVA Ympäristövaikutusten arviointi. TSR Tip-Speed-Ratio, Kärkinopeussuhde. Tuulivoimalan roottorin lavan kärjen nopeuden suhde tuulen nopeuteen. SCIG Squirrel cage induction generator, Häkkikäämitty oikosulkugeneraattori. WRIG Wound rotor induction generator, Liukurengasepätahtigeneraattori. DFIG Doubly-fed induction generator, Kaksoissyötetty liukurengasgeneraattori, jonka roottoripiiri on kytketty verkkoon taajuudenmuuttajan välityksellä ja staattoripiiri on kytketty suoraan sähköverkkoon. VTT Valtion tekninen tutkimuskeskus. IEA International energy agency, Kansainvälinen energiajärjestö. KJ-verkko Keskijänniteverkko, Sähköverkko, jonka nimellisjännite Suomessa on 21 kv. PJ-verkko Pienjänniteverkko, Sähköverkko, jonka nimellisjännite Suomessa on 0,4 kv. THD Total Harmonic Distortion, Harmoninen kokonaissärö. VJV 2007 Voimalaitosten järjestelmätekniset vaatimukset, Fingridin laatima vaatimus voimalaitosten liittämisestä sähköverkkoon. ENTSO-E European Network of Transmission System Operators for electricity, Euroopan kantaverkkoyhtiöiden yhteistyöjärjestö. IEC International Electrotechnical Commission, Kansainvälinen sähköalan standardointiorganisaatio. Sener Sähköenergialiitto, (nykyisin Energiateollisuus ry). FRT Fault Ride-Through, Voimalan kyky jatkaa normaalia toimintaa siirtoverkon vikatilanteissa.

10 1 1 JOHDANTO Sähkön kulutuksen kasvu, tiukentuvat ympäristösäädökset, kehittynyt tekniikka ja useat muut ajurit ohjaavat energian tuotannon hajauttamiseen ja erityisesti uusiutuvien energiamuotojen käyttöönottamiseen energian tuotannossa. Uusiutuvista energiamuodoista etenkin tuulivoiman lisääntyminen on ollut varsin suurta viimeisen kymmenen vuoden aikana. Vuotuinen tuulivoiman kasvu maailmalla on 2000-luvulla ollut noin 30 %. Tuulivoimaloiden yleistyminen Suomen sähköverkoissa niin yksittäisinä voimaloina, kuin isompina tuulivoimapuistoina on edessä tulevien vuosien aikana. Perinteinen toimintamalli sähköverkon yhdensuuntaisesta tehonsiirrosta korvataan aktiivisella ja automatisoidummalla verkolla, jossa tehoa syötetään eri suuntiin. Tuulivoimaloiden ja yleisesti koko hajautetun tuotannon integrointi osaksi sähköverkkoa vaatii huolellisen ja tapauskohtaisen tarkastelun, jotta varmistutaan verkon luotettavuuden ja turvallisuuden säilymisestä. Tuulivoimaloiden liittämistä sähköverkkoon on jo tutkittu paljon, mutta erityisen vahvaa käytännön kokemusta siitä ei ole, johtuen tuulivoimaloiden vähyydestä Suomessa. Verkkoyhtiöille hajautetun tuotannon kasvu on merkittävä haaste niin pitkän tähtäimen suunnittelussa, kuin myös tapauskohtaisessa kohdesuunnittelussa. Suunnittelukokemuksen puute ja ajankäytölliset ongelmat luovat verkkoyhtiöille tarpeen teettää tuulivoimaloiden liittämissuunnitelmia ulkopuolisilla palveluntarjoajilla. Tulevaisuudessa sähkö tuotetaan huomattavasti hajautetummin ja pienemmissä yksiköissä kuin mitä tähän saakka on totuttu. Tästä johtuen hajautetulle sähköntuotannolle asetetaan entistä enemmän vaatimuksia toimintansa suhteen. Vaatimuksia esitetään kunkin maan kantaverkkoyhtiöiden toimesta sekä kansainvälisillä lakisäädöksillä. Tässä muuttuvassa ympäristössä suunnittelutyön rooli tulee korostumaan. Tämän diplomityön tavoitteena on kehittää ElMil Oy:n palvelumallia tuulivoimaloiden jakeluverkkoon liittämiselle. Palvelumallissa keskitytään sähköteknisiin tarkasteluihin ja tarjotaan asiakkaalle lopputuotteena valmis verkostotekninen suunnitelma, jolla halutun suuruinen tuulivoimakokonaisuus voidaan liittää verkkoon huomioiden kaikki turvallisuus- ja luotettavuusnäkökulmat. Diplomityössä kehitettyä palvelumallia testataan pilottihankkeessa, jossa Juvan Loukeenvuoren alueelle tulevaisuudessa liitettävien kahden tuulivoimalan sähköverkkoon liittämistä tarkastellaan. Tarkastelut toteutetaan yhdessä Järvi-Suomen Energia Oy:n kanssa, jolta saadaan käyttöön alueen sähköverkon tiedot ja olemassa olevat suunnitelmat hankkeen toteutukselle. Loukeenvuoren alueen sähköverkko lisättyinä tuulivoimaloilla mallinnetaan PSCAD-ohjelmistolla, jonka avulla suoritetaan tarvittavat tietokonesimuloinnit. Tuulivoimaloiden sähköverkkoon liittämisen palvelumalli ja sen kehittäminen painottuu sähköteknisiin tarkasteluihin, jonka vuoksi tässä diplomityössä

11 ei oteta tarkemmin kantaa tuulivoimaloiden liittämisen taloudellisiin näkökulmiin. Palvelutuotteeseen kuuluu kuitenkin erillisenä osakokonaisuutena myös hankkeen taloudellisen kannattavuuden selvittäminen ja arviointi. 2

12 3 2 PALVELUTUOTEMALLIN KEHITTÄMINEN Kehitettäessä uutta palvelutuotetta ElMil Oy:lle tulee teknisen sisällön ohella huomioida kokonaisvaltainen palvelumallin kehittäminen. Palvelutuotteen laatua arvioitaessa lähtökohtana on oltava asiakaslähtöisyys, sillä suunnittelu- ja konsultointipalveluliiketoiminnan perustana on aina korkea asiakastyytyväisyys. Palvelutuotteen sisällön hyvyys konkretisoituu vasta siinä vaiheessa, kun asiakkaan kokema hyöty saadaan riittävän suureksi. Yrityksen omasta näkökulmasta hyvä palvelun sisältö ei vielä itsessään takaa hyvää kokonaisvaltaista palvelutuotetta ennen kuin viesti saadaan välitettyä asiakasrajapintaan saakka. Myytäessä palveluja asiakkaille tulee muistaa, että palvelut ovat ainakin osaksi aineettomia hyödykkeitä, jolloin asiakkaan kokema hyöty koostuu lopputuotteen lisäksi yhteistyöstä ja toiminnan sujuvuudesta itse lopputuotteen ympärillä. Tuulivoiman verkkoon liittämisen palvelutuotteen kehityksessä lähdetään liikkeelle siitä, että niin tekninen kuin toiminnallinen laatu vastaa heterogeenisen asiakaskentän vaatimuksiin. Teknistä laatua asiakas arvioi itse suunnittelutyön sisällön perusteella ja toiminnallista laatua muun muassa yrityksen työskentelytapojen, sitoutumisen ja yhteistyön sujuvuuden kautta. Tässä luvussa esitettävän uuden palvelutuotemallin teknistä sisältö käsitellään osakokonaisuuksittain ja lopuksi palvelutuotemallia esitellään palvelun tarjoamisen näkökulmasta. 2.1 Palvelutuotteen sisältö Tuulivoiman sähköverkkoon liittämisen palvelutuotemalli sisältää suunnittelu- ja konsultointi palvelujen tarjoamista lähinnä eri alueiden sähköverkkoyhtiöille tilanteissa, jossa tuulivoimantuottajat haluavat sijoittaa omat tuotantolaitoksensa verkkoyhtiöiden hallinnoimalle alueelle. Palvelun lopputuotteena asiakkaalle laaditaan suunnitteluraportti, jonka pohjalta tuulivoimaloiden verkkoon liittäminen voidaan toteuttaa nykyisten vaatimusten ja standardien pohjalta. ElMil Oy:n palvelutuotemalli koostuu kuudesta eri osakokonaisuudesta kuvassa 2.1 esitetyllä tavalla.

13 4 Kuva 2.1 Tuulivoiman sähköverkkoon liittämisen palvelutuotemallin sisältö Seuraavissa luvuissa esitellään kuvan 2.1 mukaisen palvelutuotemallin kunkin osakokonaisuuden sisältöä lyhyesti keskittyen tämän diplomityön kannalta keskeisimpiin alueisiin, joita ovat verkkoon liittämisen suunnittelu, suojauksen suunnittelu ja sähkönlaadun simulointi Teknis-taloudelliset esiselvitykset Teknis-taloudellisissa esiselvityksissä arvioidaan yleisellä tasolla tuulivoimahankkeen kannattavuutta. Esiselvityksessä esitetään arviot hankkeen kustannuksista laiteinvestointien ja sähköverkon muutostöiden osalta. Esiselvityksessä arvioidaan käytettävissä olevan tiedon pohjalta myös mahdollisia tuotto-odotuksia tuulivoimahankkeelle. Esiselvitykset voivat sisältää tarvittaessa myös esimerkiksi tuulimittauksien toteuttamisen ja alueen YVA-selvitykset Liittymisehtojen ja maksujen määritys Sähköverkonhaltijoiden erilaiset toimintaympäristöt Suomessa johtavat jakeluverkkojen rakenteellisiin eroavaisuuksiin. Rakenteelliset erot puolestaan vaikuttavat investointitarpeiden suuruuteen liitettäessä tuulivoimatuotantoa osaksi sähköverkkoa. Liittymisehto-

14 5 jen ja -maksujen määrittämisessä asiakkaalle selvitetään nykyiset määräykset tuulivoimaloiden verkkoon liittämiselle sekä esitellään läpinäkyvään laskentatapaan perustuva liittymismaksun muodostaminen. Sähkömarkkinalain mukaisesti verkonhaltijan on pyynnöstä ja kohtuullista korvausta vastaan liitettävä verkkoonsa vaatimukset täyttävä sähköntuotantolaitos. Sähkömarkkinalain kohdan 14 b mukaan enintään 2 MVA:n tuotantolaitoksilta ei saa periä verkon vahvistamisesta aiheutuvia kustannuksia. Ainoastaan kohdetta itseään palvelevan verkon osasta aiheutuvat kustannukset voidaan veloittaa. Asiakas vastaa myös niistä kustannuksista, jotka syntyvät mikäli verkon suojausta joudutaan muuttamaan tuotantolaitoksen liittämisen yhteydessä. Yli 2 MVA:n voimalan liittymähinta muodostuu verkonhaltijalle aiheutuvista välittömistä rakennuskustannuksista ja kapasiteettivarausmaksusta. [1] Verkkoon liittämisen suunnittelu Tuulivoiman sähköverkkoon liittämisen suunnittelu lähtee liikkeelle kartoittamalla asiakkaan tuulivoimahankkeen sisältö. Kartoituksen aikana kerätään suunnittelun toteuttamiseksi tarvittavat lähtötiedot alueen sähköverkosta sekä liitettävästä tuulivoimakokonaisuudesta. Verkkoon liittämisen suunnittelussa hyödynnetään tietokonesimulointeja, jotka vaativat yksityiskohtaisen selvityksen sähköverkon rakenteesta. Tämän vuoksi tiedot mallinnusta varten kerätään asiakkaan verkkotietojärjestelmästä joko omatoimisesti etäyhteyden avulla tai erikseen sovittavan yhteyshenkilön toimesta. Liitettävän tuulivoimalan teknisten tietojen saamiseksi tehdään yhteistyötä myös laitetoimittajan kanssa. Verkkoon liittämisen suunnittelussa kartoitetaan myös alueen kaavoitussuunnitelmat ja huomioidaan nämä osana asiakkaan pitkän tähtäimen suunnittelua, sillä usein on mahdollista, että samalle alueelle on kaavoitettu myös muita tuulipuistoalueita. Tuulivoimaloiden verkkoon liittäminen voi vaatia alueen sähköverkkoon suuriakin investointitarpeita, jonka vuoksi verkon kehittäminen on toteutettava kokonaisvaltaisesti ja kustannustehokkaasti. Palvelutuotteen haastavin ja eniten aikaa vievä osakokonaisuus on suunnittelutyön tekeminen. Teknisen suunnittelun pohjaksi liitettäessä tuulivoimaloita sähköverkkoon otetaan kolme lähtökohtaa. - Millä ehdoilla tuulivoimalat voidaan liittää sähköverkkoon (Fingrid, verkkoyhtiö) - Miten tuulivoimaloiden liittämisen aiheuttamat verkostovaikutukset saadaan pidettyä liittymisehtojen sallimissa rajoissa - Miten varmistutaan tuulivoimaloiden turvallisesta ja luotettavasta toiminnasta osana sähköverkkoa Verkkoon liittämisen suunnittelussa asiakkaan sähköverkko mallinnetaan ElMil Oy:ssä käytössä olevalle PSCAD-simulointiohjelmistolle. Kyseisen ohjelmisto soveltuu erityisesti nopeiden muutostilanteiden simulointeihin, joiden avulla voidaan selvittää järjestelmässä tapahtuvia hetkellisiä ilmiöitä. PSCAD:n avulla voidaan kuvata sähkön-

15 6 laatuun liittyviä suureita tai varmistua suojauksen toimivuudesta erilaisissa sähköverkon vikatilanteissa. PSCAD-simuloinnit aloitetaan todentamalla simuloitavan verkkomallin oikeellisuus. Simuloinneista saatuja arvoja verrataan asiakkaan verkkotietojärjestelmästä saatujen arvojen kanssa. Vertailu suoritetaan laskemalla jokaiselle suureelle prosentuaaliset erot ja esittämällä ne taulukkomuodossa loppuraportissa. Liian isot poikkeamat simulointien ja verkkotietojärjestelmän arvojen välillä vaativat simulointimallin muokkaamista tai mahdollisen virheellisen verkkotietojärjestelmän arvon toteamisen. Mallin todentaminen toteutetaan verkon tehonjako- ja vikavirtalaskennan avulla. Lopuksi simulointimalliin liitetään erikseen sovittava tuulivoimalakokonaisuus. Liitettävästä tuulivoimakokonaisuudesta laaditaan loppuraporttiin erillinen kuvaus, joka sisältää simulointien suorittamisen kannalta oleellisimmat tiedot tuulivoimaloista. Simulointien avulla tuotetussa loppuraportissa asiakkaalle esitetään verkostotekninen suunnitelma, jonka avulla tuulivoimakokonaisuus voidaan verkkoon liittää. Loppuraportin rakenne kehitetään modulaariseksi, jolloin se soveltuu erilaisten projektien pohjaksi. Raporttiin voidaan siten helposti liittää erillisiä osakokonaisuuksia asiakkaan tarpeet huomioiden Tuulivoimapuiston sisäisen sähköverkon suunnittelu Suurien tuulivoimapuistojen sisäisen sähköverkon suunnittelu on oma osakokonaisuus palvelutuotemallissa. Sen suunnittelu kuuluu keskeisenä osana tuulivoimahankkeisiin ja tämän vuoksi sitä tarjotaan erillisenä osakokonaisuutena hajautetun tuotannon verkkoon liittämisen palvelutuotteessa. Tuulipuiston sisäinen keskijänniteverkko eroaa normaalista säteittäisestä jakeluverkosta siten, että verkko on usein silmukoitu ja lähes poikkeuksetta kaapeloitu. Silmukoidusta verkosta huolimatta sitä käytetään kuitenkin säteittäisenä helpottamaan suojauksen toteuttamista. Tuulipuiston sisäistä keskijänniteverkkoa suunniteltaessa ei pyritä ensisijaisesti lyhimpiin mahdollisiin reitteihin vaan kaapeloinnin asennuksen helpottamiseksi kaapelireitit sijaitsevat usein voimaloiden huoltoteiden varrella. Tuulivoimapuiston sisäinen sähköverkko voi sisältää useita eri johtimen poikkipinta-aloja riippuen voimaloiden määrästä ja tehontuotannosta Suojauksen suunnittelu Suojauksen suunnittelussa huomioidaan sekä sähköverkon että itse tuulivoimalan suojaukseen liittyvät tekijät. Sähköverkon suojaus on riippuvainen tuulivoimalan liittämiskohdasta. Mikäli tuulivoimala tullaan sijoittamaan jo olemassa olevalle johtolähdölle, selvitetään johtolähdön nykyiset suojausasettelut ja esitetään niihin mahdollisesti tehtävät tarvittavat muutokset. Jos tuulivoimala tullaan liittämään kokonaan uudelle johtolähdölle, jossa ei ole vielä aikaisempaa suojausta, esitetään lähdölle tarvittavat suojakomponentit sekä niille sopivat asetteluarvot. Suojauksen suunnittelun kannalta on myös oleellista, sijoittuuko tuulivoimalähdölle tuotannon lisäksi myös muita asiakkaita vai toimivatko tuulivoimalat omalla johtolähdöllään. Tuulivoimaloiden suojaukselle

16 7 esitetään myös sopivat asetteluarvot siten, että ne täyttävät voimaloille asetettavat järjestelmätekniset vaatimukset ja eri vikatilanteet eivät aiheuta vaurioita itse voimaloille Sähkönlaadun simulointi Sähkönlaadun simuloinnissa selvitetään liitettävän tuulivoimakokonaisuuden vaikutusta alueen sähkön laatuun. Lähtökohtaisesti tarkasteluiden raja-arvoina käytetään verkkoyhtiöiden omia suunnittelukriteerejä, mutta arvojen on täytettävä vähintään standardissa SFS-EN määritetyt jakelujännitteen ominaisuudet. Simulointien avulla pyritään löytämään tuulivoimaloiden mahdollisesti aiheuttamat haitalliset vaikutukset sähkön laatuun. Havaittaessa mahdollisia laatupoikkeamia, arvioidaan poikkeaman oletettava esiintymistiheys sekä poikkeaman todellinen vakavuus. Poikkeaman arvioinnin jälkeen voidaan ongelman ehkäisemiseksi esittää simulointien avulla sekä teknisesti, että myös taloudellisesti kannattava ratkaisu. Simuloitavat asiat esitetään tarkemmin tämän työn luvussa Palvelunäkökulma Palvelutuotteen sisällön kuvauksessa on tärkeää tarkastella myös teknisen sisällön ohella tarjottavan tuotteen toiminnallisuutta asiakkaan näkökulmasta. Projektin alkuvaihe on palvelunäkökulmasta keskeisimmässä roolissa onnistuneen lopputuotteen kannalta. Erityisesti tilanteessa, jossa asiakassuhde on uusi, luodaan tässä vaiheessa asiakkaalle mielikuva yrityksen imagosta ja toimintatavoista. Valmisteluvaihe on yhteistyön tiivein osakokonaisuus, sillä siinä vaiheessa luodaan projektille yhteiset tavoitteet ja aikataulut, esitellään käytettävät suunnittelumenetelmät, varmistutaan osapuolien yhtenevästä näkemyksestä hankkeen lopputuotteesta sekä luodaan pohja tulevalla kumppanuudelle. Jokaisella asiakkaalla on myös omanlaiset tarpeet ja visiot toiminnalleen, jonka vuoksi palvelutuotteessa on myös mahdollisuuksia asiakaskohtaiselle räätälöinnille. Palvelunäkökulmasta lähestyttäessä suunnittelutyövaihetta on tärkeää muistaa asiakassuhteen ylläpito myös silloin. Tuulivoimalan verkkoon liittäminen voi kokonaisuudessaan olla pitkä prosessi, jolloin säännöllinen raportointi ja tiedottaminen asiakkaalle tulee olla hoidettuna asiaankuuluvasti. Tiedottamisesta pitää yrityksen sisällä sopia etukäteen, jolloin on selkeä käsitys siitä kuka tiedottamisesta vastaa. Hyvällä tiedottamisella ja projektin etenemisen raportoinnilla voidaan vaikuttaa asiakastyytyväisyyden kasvuun. Tiedottamisella voidaan viestiä asiakkaan suuntaan asiaan sitoutumista ja kuvata yrityksen toimintatapoja kokonaisuudessaan. Lopputuotteena laadittavan raportin sisällön lisäksi asiakas mittaa palvelutuotteen hyvyyttä sen kautta, miten raportin sisältö esitellään asiakkaalle. Tässä vaiheessa voidaan vaikuttaa vielä omaan imagoon asiakkaan näkökulmasta.

17 8 3 TUULIVOIMA Tuulivoimalla energiantuotantomuotona on tulevaisuudessa keskeinen rooli myös Suomessa. Liitettäessä tuulivoimaloita sähköverkkoon yksittäisinä voimaloina tai suurempina tuulipuistoina on voimaloiden rakenne ja tekniikka tunnettava, jotta niiden toiminta osana sähköenergiajärjestelmää on luotettavaa ja turvallista. Tässä luvussa esitellään tuulivoimaa sähköntuotantomuotona. Tämän lisäksi kerrotaan tuuliturbiinien rakenteesta, voimalaitostyypeistä sekä voimaloiden tekniikasta. Luvun lopussa on lyhyt katsaus Suomen tuulivoimatilanteeseen ja tulevaisuuden kasvunäkymiin. 3.1 Tuulivoimalan rakenne ja tekniikka Virtaavan ilman liike-energian so. tuulen muuntaminen sähköenergiaksi tapahtuu tuuliturbiinissa. Turbiinin neljä päärakenneosaa ovat perustukset, torni, koneisto ja yleensä kolmelapainen roottori. Tuulivoimalat jaetaan roottorin akselin asennon perusteella vaaka- ja pystyakselisiin voimaloihin, joista vaaka-akseliset ovat selkeästi yleisempiä tuuliturbiiniratkaisuja. Tuuliturbiinin tornin korkeus vaihtelee noin metrin välissä. Torni on usein teräsrakenteinen ja se kootaan yhteen vasta asennuspaikalla metrin osissa. Profiililtaan torni levenee alapäästään, jotta saavutetaan riittävä rakenteellinen lujuus. Roottorin lapojen valmistuksessa käytetään nykyään useimmiten komposiittimateriaaleja, esimerkiksi lasikuitua epoksin tai polyesterin kanssa. Kuvassa 3.1 on esitetty vaaka-akselisen tuuliturbiinin rakennetta. Kuvasta käy myös ilmi periaate konehuoneen sisällöstä. [2; 3]

18 9 Kuva 3.1 Tuulivoimalan rakenne Kuvassa 3.1 on konehuoneeseen merkitty vain yksi jarru hitaalle akselille. Yleensä kuitenkin levyjarru sijaitsee nimenomaan nopealla akselilla tai mahdollisesti molemmilla akseleilla. Konehuoneessa on myös erillinen moottori, joka kääntää konehuoneen tuulen suuntaan. Moottoria ohjataan suunta-anturien ja säätölaitteiden avulla. Liike-energian muuttaminen sähköenergiaksi perustuu siihen, että ilmavirtaus roottorin lapojen ohitse muodostaa paine-eroja lavan eri pintojen välille. Tuulen puoleisella sivulla ilmanpaine on vastakkaista puolta suurempi. Tämä saa aikaan nostevoiman, jonka johdosta roottori pyörii. Näin tuulen liike-energia muutetaan mekaaniseksi energiaksi. Kuvasta 3.1 nähdään kuinka akselien välille on asetettu vaihteisto, jolla saadaan kasvatettua generaattorin akselin pyörimisnopeutta. Generaattori tuottaa lopulta mekaanisesta energiasta sähköenergiaa, joka syötetään muuntajan kautta sähköverkkoon. Tuulivoimalan roottoria pyörittävän tuulen teho on verrannollinen tuulen nopeuden kolmanteen potenssiin, ilman tiheyteen sekä lapojen tuulta vastaan kohtisuorassa olevaan pyyhkäisypinta-alaan alla olevan yhtälön mukaisesti P 1 2 Av i i 3 (1) 0

19 10 missä ρ i on ilman tiheys, A on turbiinin lapojen pyyhkäisypinta-ala ja v i on tuulen nopeus. Roottoria pyörittävää tehoa ei kuitenkaan saada kokonaisuudessaan muunnetuksi sähkötehoksi, koska lapojen jälkeinen tuulennopeus ei voi olla nolla. Betzin lain mukaan turbiini ei voi hyödyntää 59,3 % enempää tuulen liike-energiasta. Näin maksimi ulostulotehoksi saadaan 1 P p 2 3 c (, ) Av (2) missä hyötykerroin c p kertoo turbiinista saadun ulostulotehon suhteen tuulen liikeenergiaan. Hyötykerroin on riippuvainen roottorin lapojen kärkinopeussuhteesta (TSR) ja lapojen lapakulmasta. TSR ilmoittaa roottorin lapojen kärkien nopeuden suhteen tuulen nopeuteen. Liian hitaasti pyörivät lavat eivät saa kerättyä kaikkea mahdollista tuulta talteen vaan päästävät sitä lävitseen ja vastaavasti liian nopeasti pyörivät lavat sekoittavat ilmamassat ympärillään ja huonontavat näin hyötysuhdetta. Tuuliturbiinien lapaluvun määrää ensisijaisesti lapojen kärkinopeussuhde. Kolmen lavan ansiosta potkuri on pyörähdyssymmetrisesti tasapainossa ja massahitausvoimat ovat tasapainossa kaikkien akseleiden suhteen. Kolmen lavan käyttöä perustellaan myös visuaalisilla tekijöillä. [2; 3; 4] Tuulivoimalan tehonsäätö Kaikki tuulivoimalat varustetaan myös tehonsäätömekanismilla. Ulostulotehon ja tuulen nopeuden välisestä riippuvuudesta huomataan, että tuulen nopeuden kaksinkertaistuessa kasvaa teho kahdeksankertaiseksi. Tämä voi aiheuttaa merkittäviä mekaanisia vaurioita etenkin suurilla tuulen nopeuksilla. Myös generaattorin ja taajuudenmuuttajan kokemat sähköiset rasitukset olisivat silloin haitallisen suuria. Perinteinen tehonrajoituskeino on ollut passiivinen sakkaussäätö (passive stall control). Tässä säätötavassa lapakulma pidetään kiinteänä, jolloin tuulen nopeuden kasvaessa ja lavan pyörimisnopeuden pysyessä vakiona tuulen ja lavan kohtauskulma kasvaa. Kohtauskulman kasvaessa tarpeeksi suureksi ilmavirtaus lavan tyhjiöpuolella muuttuu turbulenttiseksi eli lapa alkaa sakata. Sakkaussäätöön perustuvan tuuliturbiinin lapaa on hieman kierretty pituusakselin ympäri, jotta varmistetaan lavan sakkaus asteittain tuulen nopeuden saavuttaessa kriittisen suuruutensa. Passiivisen sakkaussäädön etuna on sen yksinkertainen rakenne. Säätötapa ei tarvitse monimutkaisia ohjausjärjestelmiä ja se on kustannuksiltaan edullinen ratkaisu. Toisaalta aerodynaaminen suunnittelu on haastavaa, sillä rakenne on suunniteltava siten, jotta vältytään sakkaustilanteessa syntyviltä värähtelyiltä. Värähtelyjen estämiseksi konehuoneeseen ja napaan voidaan myös asentaa värähtelyantureita, jotka pysäyttävät turbiinin värähtelyjen kasvaessa haitallisen suuriksi. Tehoa voidaan rajoittaa myös lapakulmasäädön (pitch control) avulla. Ulostulotehoa rajoitetaan lavan kulman avulla siten, että säätöjärjestelmä kääntää roottorin lapaa tuu-

20 11 leen päin, jolloin kohtauskulma pienenee ja hyötysuhde laskee. Säätöjärjestelmä voidaan toteuttaa joko yhdistetysti kaikille lavoille tai jokaiselle lavalle erikseen. Säätötapa on hidasta tuulen nopeuden muutoksiin nähden etenkin puuskittaisen tuulen aikana, joka aiheuttaa ulostulotehon jatkuvaa vaihtelua nimellispisteen ympärillä. Aktiivinen sakkaussäätö (active stall control) on kahden edellisen tehonrajoituskeinon yhdistelmä. Toimiessaan nimellistuulennopeuden alapuolella säätötapa on samanlainen kuin lapakulmasäädössä. Tuulen nopeuden saavuttaessa nimellistuulennopeuden, eli se tuulen nopeus, jolla voimala saavuttaa nimellistehonsa, lapa alkaa sakata. Sakkauksen määrää voidaan kuitenkin säätää kääntämällä lapaa vastakkaiseen suuntaan, kuin lapakulmasäädössä tehtiin. Näin voimala toimii suurillakin tuulen nopeuksilla lähellä nimellistehoaan. Aktiivisessa sakkaussäädössä esiintyy haitallisia värähtelyjä huomattavasti passiivista säätötapaa vähemmän, sillä lapakulmien jatkuva muuttuminen vähentää resonanssien syntyä. [5; 6] 3.2 Voimalatyypit Tuulivoimalat voidaan jaotella kiinteä- ja muuttuvanopeuksisiin voimaloihin. Kiinteänopeuksisen voimalan pyörimisnopeus ei muutu tuulen nopeuden kasvaessa, kun taas muuttuvanopeuksisissa tuulivoimaloissa turbiinin pyörimisnopeus kasvaa tuulen nopeuden kasvaessa. Suurin osa nykyisistä tuulivoimaloista voidaan jaotella neljään eri luokkaan niiden nopeussäätöominaisuuksien sekä roottorin tehonsäätömekanismien perusteella Kiinteänopeuksinen tuulivoimala Kiinteänopeuksinen tuulivoimala, jota kutsutaan myös tyypin A voimalaksi, sisältää oikosulkugeneraattorin (SCIG, Squirrel cage induction generator) ja se on kytketty muuntajan välityksellä suoraan sähköverkkoon. Se on nimensä mukaisesti kiinteänopeuksinen, eli sen pyörimisnopeus on lähes vakio. Kiinteänopeuksisen voimalan pyörimisnopeus voi muuttua ainoastaan oikosulkugeneraattorin jättämän verran. Jättämän suuruus saadaan yhtälön (3) mukaan ns n s *100% (3) n s missä n s on roottorin tahtinopeus ja n on roottorin todellinen pyörimisnopeus. Roottorin tahtinopeuteen vaikuttavat taajuus f ja napapariluku p. Tahtinopeus saadaan yhtälön (4) mukaan f n s 60* (4) p

21 12 Maksimitehonsa tyypin A voimala saavuttaa ainoastaan tietyllä tuulen nopeudella, muulloin turbiinin hyötysuhde pienenee. Oikosulkugeneraattorin etuna tuulivoimalakäytössä on sen alhainen hinta ja rakenteellinen yksinkertaisuus. Lisäksi oikosulkugeneraattoreiden huollontarve on alhainen. Kuvassa 3.2 on esitetty periaatekuva tyypin A tuulivoimakäytöstä. Kuva 3.2 Oikosulkugeneraattorilla varustettu kiinteänopeuksinen tuulivoimakäyttö [4] Oikosulkugeneraattorin käynnistysvirta voi olla jopa seitsemänkertainen nimellisvirtaansa verrattuna. Tämän vuoksi tyypin A tuulivoimalat varustetaan usein pehmokäynnistimellä. Pehmokäynnistin koostuu vastarinnan kytketyistä tyristoreista, joiden avulla generaattorin napajännitettä kasvatetaan ramppimaisesti rajoittaen samalla virtaa maksimissaan nimellisvirran suuruiseksi. Käynnistymisen jälkeen tyristorit ohitetaan, jotta häviöt saadaan minimoitua. Oikosulkugeneraattorin ulostulotehon muutokset aiheuttavat heikoissa sähköverkoissa suuria jännitteenmuutoksia tuulivoimalan liityntäpisteessä. Suurimmat ulostulotehon muutokset kiinteänopeuksisella tuulivoimaloilla aiheutuvat tornin varjon ja tuulen nopeuden muutoksesta korkeuden funktiona seurauksesta. Tornin varjolla tarkoitetaan tornin aiheuttamaa ilmavirtauksen turbulenssia. Lavan ohittaessa tornin ulostuloteho pienenee hetkellisesti, koska yksi roottorin lapa on tornin varjossa ja kaksi muuta lähes korkeimmassa kohdassaan kovassa tuulessa. Tuulen nopeuden muutoksella korkeuden funktiona kuvataan sitä, että pyörähdysradan yläosassa on suurempi tuulen nopeus kuin alaosassa. Tämän vuoksi tyypin A tuulivoimakäytöt tulisi liittää jäykkään verkkoon, eli sellaiseen verkkoon, jonka impedanssi on pieni. Todellisuudessa tuulivoimaloiden sijoittamisen pääprioriteetti on tuuliolosuhteet, esimerkiksi rannikot, joissa sähköverkko voi kuitenkin olla melko heikko. Oikosulkugeneraattorin verkosta ottamaa loistehoa kompensoidaan epätahtigeneraattorin napoihin kytkettävällä erillisellä kompensointikondensaattorilla. Tarvittavan loistehon määrä on riippuvainen roottorin pyörimisnopeudesta, verkon jännitteestä ja generaattorin tuottamasta pätötehosta. Kondensaattoriparisto mitoitetaan yleensä vastaamaan generaattorin tyhjäkäyntitarvetta vastaavan loistehomäärään ja loput tarvittavasta loistehosta otetaan sähköverkosta. Loistehon kompensoinnilla saadaan parannettua liitäntäpisteen tehokerrointa. Tyypin A tuulivoimaloiden teholuokat vaihtelevat pienistä muutaman sadan kilowatin

22 13 tehoisista aina kahteen megawattiin saakka ja niiden osuus tällä hetkellä Euroopassa käytössä olevista voimaloista on noin 15 %. [4; 7; 8] Muuttuvanopeuksinen tuulivoimala liukurengasgeneraattorilla Liukurengasgeneraattorilla (WRIG, Wound rotor induction generator) varustettua tuulivoimakäyttöä kutsutaan tyypin B voimalaksi. Tyypin B voimala muistuttaa paljon A tyypin voimalaa, sillä se tarvitsee myös pehmokäynnistimen käynnistysvirran rajoittamiseen ja kompensointikondensaattorin tuottamaan loistehoa. Tyypin B voimala sisältää säädettävän roottorin resistanssin, jonka avulla voimalasta saadaan rajoitetusti muuttuvanopeuksinen. Resistanssin säätökyky mahdollistaa roottorin kokonaisresistanssin säädön, jonka avulla voidaan vaikuttaa generaattorin jättämään. Roottorin pyörimisnopeutta voidaan resistanssin ohjauksella säätää 0-10 % yli nimellisen pyörimisnopeuden. Resistanssia voidaan ohjata ulkopuolisen suuntaajan tai optisesti ohjatun valosignaalin avulla. Tuulen nopeuden mukaan säädettävä pyörimisnopeus parantaa sähkön laatua ja vähentää laitteiston mekaanista rasitusta. Säätötapa on kuitenkin häviöllinen, sillä resistanssin lisäys kasvattaa roottorissa syntyviä häviöitä huonontaen näin generaattorin hyötysuhdetta. Liukurengasgeneraattorin roottoriresistanssi voi liukurenkaiden ansiosta sijaita myös generaattorin ulkopuolella. Optisesti ohjatun resistanssin säädön ansiosta liukurenkaita ei tarvitse käyttää, mikä vähentää kunnossapidon tarvetta. Tällöin generaattorin mitoituksessa on kuitenkin huomioitava roottorin normaalia suurempi lämpeneminen. Tyypin B tuulivoimalan periaatteellinen kaaviokuva on esitetty kuvassa 3.3. Kuva 3.3 Tyypin B tuulivoimakonseptin periaatekuva [4] Tyypin B tuulivoimalan haittapuolena pidetään sitä, että se tarvitsee säädettävään roottoriresistanssin ohjaukseen suuntaajaratkaisun, joka nostaa voimalan hintaa A tyypin voimalaan nähden. Käynnistyksen aikana virran harmonisen särön osuus on pehmo-

23 14 käynnistimen ansiosta melko suuri tyypin A ja B tuulivoimaloilla. WRIG-voimaloiden osuus Euroopassa käytössä olevista voimaloista on kaikista pienin, vain noin 5 %. Tuulivoimaloiden teholuokat tyypin B tuulivoimakäytöille ovat melko suppeat liikkuen 1,5-2 MW alueella. [4; 7; 8] Muuttuvanopeuksinen käyttö kaksoissyötetyllä liukurengasgeneraattorilla Yleisin käytössä oleva tuulivoimakäyttö on kaksoissyötetty liukurengasgeneraattori (DFIG, Doubly-fed induction generator). Tyypin C tuulivoimalan roottoripiiri on kytketty verkkoon taajuudenmuuttajan välityksellä ja staattoripiiri on kytketty suoraan sähköverkkoon. Taajuudenmuuttajaa ei kuitenkaan mitoiteta generaattorin näennäisteholle, vaan ainoastaan sen jättämäteholle, joka on korkeintaan noin kolmasosa generaattorin näennäistehosta. Tyypin C tuulivoimakäyttö mahdollistaa roottorin pyörimisnopeuden säädön 30 % synkronisen pyörimisnopeuden ympärillä, jolloin tuulen nopeusvaihtelut eivät aiheuta muutoksia ulostulotehossa. Pyörimisnopeusalue on riittävä tuulivoimakäytöille, sillä alhaisilla tuulen nopeuksilla generaattori ei tuota tehoa ja liian kovan tuulen aikana roottorin pyörimisnopeutta rajoitetaan mekaanisten ja sähköisten vaurioiden estämiseksi. Taajuudenmuuttaja lisää harmonista säröä, joka poistetaan erillisellä suotimella. Käynnistyksen vaatima magnetointivirta syötetään koneeseen roottorin kautta, jolloin käynnistysvirta voidaan rajoittaa nimellisvirran suuruiseksi, eikä voimala tarvitse erillistä pehmokäynnistintä. Taajuudenmuuttajan avulla voidaan voimalan pätö- ja loistehoa ohjata halutuksi, jolloin erillistä kompensointikondensaattoria ei tarvita. Kuvassa 3.4 on esitetty kuva C-tyypin tuulivoimalasta. Kuva 3.4 Kaksoissyötetty liukurengasgeneraattorikäyttö [4] Taajuudenmuuttajan yhteydessä olevan suotimen ansiosta voidaan yliaaltoja suodattaa tehokkaasti, joten voimala ei heikennä verkon jännitteen laatua. DFIG-voimaloiden

24 15 osuus Euroopan tuulivoimakäytöistä on suurin, noin 55 %. Markkinoilla olevien tyypin C tuulivoimaloiden tehot liikkuvat pääasiassa 2-3 MW alueella. [4; 7; 8] Muuttuvanopeuksinen tuulivoimala täyden tehon suuntaajakäytöllä Tyypin D tuulivoimalassa generaattori, joka voi olla tahti- tai oikosulkugeneraattori, kytketään sähköverkkoon nimellistehoon mitoitetun taajuudenmuuttajan välityksellä. Kestomagneettitahtigeneraattoria käytettäessä saadaan generaattorille hyvä hyötysuhde, sillä generaattori kykenee itsemagnetointiin. Magnetointia ei kuitenkaan voida muuttaa vaan se on aina vakio. Sen lisäksi kestomagneettien huonoina puolina ovat niiden kallis hinta ja heikkenevät magneettiset ominaisuudet lämpötilan kasvaessa. Tämän vuoksi jäähdytyksen merkitys korostuu kestomagneettien yhteydessä. Hitaasti pyöriviä tahtigeneraattoreita voidaan käyttää myös ilman vaihteistoa, joka tarjoaa merkittävän edun muihin verrattuna, sillä vaihteisto on helposti rikkoutuva osa. Tämä huollon tarpeen väheneminen lisää tahtigeneraattoreiden suosiota etenkin merituulisovelluksissa. Vaihteeton ratkaisu vaatii kuitenkin usealla napaparilla varustetun hitaasti pyörivän generaattorin, jotka ovat kooltaan suuria ja kasvattavat osaltaan nacellin painoa. Tyypin D voimalat ovat hallittavuudeltaan erittäin hyviä sekä niiden loistehon tuotantokapasiteetti on suuri. Kuvassa 3.5 on periaatekuva tyypin D tuulivoimakäytöstä. Kuva 3.5 Nimellistehoon mitoitettu suuntaajakäyttö [4] Täyden tehon suuntaajakäytön etuna on harjattoman generaattorin huollontarpeen väheneminen. Huollon tarvetta voidaan pienentää myös käyttämällä kestomagneetteja. Lisäksi roottorin pyörimisnopeutta voidaan säätää erittäin laajalla alueella nimellispyörimisnopeuden ympärillä, jolloin ulostulotehossa ei näy tuulen nopeuden vaihtelut. Haittapuolena tyypin D tuulivoimalla on taajuudenmuuttajan suuri koko. Nimellisteholle mitoitettu taajuudenmuuttajan lisää voimalan hintaa, kokoa ja häviöitä merkittävästi C tyypin voimalaan nähden. Tyypin D voimalakonseptin markkinaosuus Euroopassa on noin 25 %. Teholuokat ovat tyypin D tuulivoimakäytöillä suurimmat, sillä tällä hetkellä markkinoilla on täyden tehon suuntaajaratkaisuja muutamasta megawatista jopa kahdeksaan megawattiin saakka. Kokonaishyötysuhde täyden tehon suuntaajatoteutuksissa on DFIG-voimaloita korkeampi erityisesti silloin, kun tuulen nopeus on alle nimellisen

25 16 nopeuden. Huomioitavaa on, että suurin osan voimaloiden käyttötunneista toimitaan alle nimellisellä tuulen nopeudella. [4; 7; 8] 3.3 Tuulivoima Suomessa Suomi on profiloitunut kansainvälisesti erityisesti korkean tuulivoimateknologian osaajana saavuttaen jopa markkinajohtajuuden yksittäisten komponenttien toimituksissa. Tekniikan kehittyminen ja järjestelmätuntemus tarjoaa Suomelle mahdollisuuden olla myös merkittävä tuulivoiman kokonaistoimittaja tulevaisuudessa. Tuulivoimakapasiteetin kehitys Suomessa on viimeisten vuosien aikana ollut varsin maltillista. Tuulivoimalta pitkään puuttuneet syöttötariffit, maankäytön kiistat ja tutkimukset tuulivoimaloiden vaikutuksesta lento- ja maantieliikenteeseen ovat osaltaan olleet hidastamassa tuulivoimaloiden lisääntymistä Suomessa. Vuoden 2010 loppuun mennessä Suomessa oli 130 tuulivoimalaa, joiden yhteenlaskettu teho on 197 MW. Tuotanto on vain 0,3 % Suomen sähköntuotannosta. Energiateollisuus ry:n vision mukaan tuulivoimalla tuotetun sähkön osuus Suomen kokonaistuotannosta vuonna 2050 olisi noin %. Kuvassa 3.6 näkyy Suomen tuulivoimatuotannon kasvua vuodesta 1991 vuoteen 2010 [9; 10; 11] Asennettu kapasiteetti (MW) Tuotanto (GWh) Vuosi Kuva 3.6 Suomen tuulivoimakapasiteetin ja tuulivoimatuotannon kehitys vuosina Kuvaajasta huomataan kuinka tuotantomäärä laski vuodesta 2000 vuoteen Negatiivinen kehitys selittyy sillä, että kyseisinä vuosina tuulivoimakapasiteetti pysyi lähes samana ja vuodet olivat kohtalaisen heikkotuulisia aiempiin verrattuna. Saman ilmiön voi havaita vuosina Tuulivoimatuotanto tulee kuitenkin tulevaisuu-

26 dessa lisääntymään merkittävästi myös Suomessa. VTT:n arvion mukaan Suomen tuulivoimakapasiteettia voitaisiin nostaa 4000 MW:iin vuoteen 2020 mennessä. Vuonna 2011 käyttöönotettu syöttötariffijärjestelmä lisää kiinnostusta tuulivoimatuotantoa kohtaa. Suomessa oli julkaistu toukokuun 2011 loppuun mennessä tuulivoimahankkeita noin 6300 MW:n edestä, joista merelle suunniteltujen hankkeiden osuus on 3000 MW:a. Tuulivoimateknologia tarjoaa myös merkittäviä taloudellisia hyötyjä Suomelle. Vuonna 2010 Suomen teknologiayritysten liikevaihto oli noin 800 miljoonaa euroa. Kansainvälisen energiajärjestö IEA:n mukaan Suomella on mahdollisuus kasvattaa tuulivoimateknologiasta saatavia vientituloja vuoteen 2020 mennessä nykyisestä 800 miljoonasta 14 miljardiin euroon. [12] Työ- ja elinkeinoministeriö asetti loppuvuodesta 2011 työryhmän selvittämään tuulivoiman rakentamisen hallinnollisia esteitä Suomessa. Ministeri Lauri Tarastin selvitys valmistui huhtikuussa 2012 ja se sisälsi 16 ehdotusta, joilla tuulivoiman rakentamista voidaan Suomessa edistää. Suurimmat esteet liittyivät erilaisiin kaavoitusta ja lupamenettelyä koskeviin asioihin. Toukokuun alussa 2012 Työ- ja elinkeinoministeriö asetti tuulivoiman edistämistyöryhmän, joka hyödyntää työssään ministeri Tarastin selvitystä. Edistämistyöryhmän toimikausi kestää vuoden 2013 loppuun saakka. Tavoitteena kuitenkin pidetään yhä, että vuoteen 2020 mennessä Suomen tuulivoimakapasiteetti kymmenkertaistetaan, eli tuulivoimalla tuotetun energian määrä olisi 6 TWh. Tämä tarkoittaisi noin MW:n edestä tuulivoimakapasiteettia. 17

27 18 4 YLEISET LIITTYMISEHDOT Tuotantolaitosten liittämiselle osaksi sähköverkkoa ja niiden käyttöominaisuuksille on laadittu erilaisia liittymisehtoja, eli verkkokoodeja. Verkkokoodin avulla pyritään varmistamaan liitettävien voimalaitosten turvallinen, luotettava, tehokas ja koordinoitu käyttö osana sähköenergiajärjestelmää. Tähän saakka yleisiä, yhteisesti hyväksyttyjä liittymisehtoja ei ole ollut vaan ne ovat vaihdelleet maakohtaisesti ja osin myös verkkoyhtiökohtaisesti. Fingridin julkaisema Voimalaitosten järjestelmätekniset vaatimukset, VJV 2007 [13] koski aiemmin ainoastaan yli 10 MVA:n siirtoverkkoon liitettäviä tuotantolaitoksia, joita sovellettiin myös pienempitehoisiin voimalaitoksiin. Joulukuussa 2011 Fingrid julkaisi erillisen Tuulivoimaloiden järjestelmätekniset vaatimukset - liitteen [14], joka kattaa kaikki tuulivoimalat 0,5 MVA:sta ylöspäin. Myös muualla Euroopassa on omat tuotannon liittymisehtonsa, erityisesti sellaisissa maissa, joissa tuulivoimantuotanto on varsin suurta, kuten Saksassa ja Tanskassa. Vaikka verkkokoodien sisältö vaihtelee alueittain, niiden yleisimmät vaatimukset koostuvat kuitenkin seuraavista tekijöistä: - jännitteen ja taajuuden toiminta-alueet - pätötehon säätö ja taajuusvaste - loistehon säätö, joka usein sisältää vaatimuksia verkon jännitteen hallintaan - jännitteen säätö - suojalaitteet - sähkön laatu Verkkokoodit eivät aiemmin koskeneet tuulivoimaloiden verkkoon liittämistä, koska tuulivoiman osuus sähkön kokonaistuotannossa oli suhteellisen pieni. Tuulivoimaloiden oli vain kyettävä irtoamaan sähköverkosta vikatilanteissa. Jatkuvasti kasvava tuulivoiman osuus sähköntuotannossa aiheuttaa sen, että tuulivoimaloiden irtikytkeytyminen voi aiheuttaa merkittäviä ongelmia verkon stabiilisuudelle. Tämän vuoksi tuulivoimaloiden on nykyisin osallistuttava sähkövoimajärjestelmän hallintaan entistä enemmän ja autettava järjestelmää palautumaan vikatilanteista. European Network of Transmission System Operators for Electricity (ENTSO-E) on eurooppalainen kantaverkkoyhtiöiden yhteistyöjärjestö, jonka tehtävänä on sähkömarkkinoiden kehittäminen ja kantaverkkoyhtiöiden yhteistyön parantaminen. Järjestöllä on valmisteilla Eurooppaan yhtenäinen verkkokoodisto, jonka avulla halutaan varmistaa sähköverkkojen kehittäminen eurooppalaiset sähkön yhteismarkkinat huomioon ottaen. Yhteinen verkkokoodi tulee kuitenkin sisältämään erilaisia vaatimuksia eri maantieteel-

28 19 lisille alueille, johtuen viidestä eri synkronisesta alueesta, josta ENTSO-E koostuu. Alueellinen jako perustuu aiempien kantaverkkoyhtiöiden määräyksiin ja verkon rakenteisiin. Kuvassa 4.1 on esitetty ENTSO-E:n alueellinen jakautuminen. Kuva 4.1 ENTSO-E:n viisi synkronista aluetta Eroavaisuudet liittymisehdoissa Euroopan sisällä ovat johtaneet hajautetun sähköntuotannon liittämisen tehottomuuteen, josta aiheutuu ylimääräisiä kustannuksia kuluttajille, tuotantolaitteistojen valmistajille ja tuulivoimaloiden kehittäjille. Ennen verkkoyhtiöt vastasivat itsenäisesti verkon suunnittelusta ja käytöstä sekä mahdollistivat tuotantolaitosten liittämisen osaksi sähköverkkoa. Tämän vuoksi vaatimukset poikkesivat toisistaan ja verkkokoodit eivät välttämättä olleet riittävän selkeitä, eivätkä teknisesti ja taloudellisesti toteuttamiskelpoisia. Euroopan unionin toimesta ENTSO-E on saanut tehtäväkseen laatia yhteisen verkkokoodin voimalaitosten verkkoon liittämiselle. Ensimmäinen luonnos harmonisoidusta verkkokoodista Requirements for Grid Connection Applicable to all Generators valmistui alkuvuodesta 2011, jolloin se lähti laajalle puoli vuotta kestävälle julkiselle kommenttikierrokselle. Sitova EU-lainsäädäntö verkkokoodista on tarkoitus toteuttaa vuonna Yhtenäinen verkkokoodi tarjoaa etuja kaikille osapuolille. Laitevalmistajien on helpompi suunnitella tuotteita tietyn standardin pohjalta sen sijaan, että he valmistavat erilaisia tuotemodifikaatioita yksilöllisten tarpeiden mukaisesti. Voimaloiden valmistus- ja liittymiskustannukset pienenevät verk-

29 20 kokoodin harmonisoinnin myötä. Kuluttajien kokema hyöty syntyy pienenevien investointikustannusten seurauksena. 4.1 Voimalaitosten järjestelmätekniset vaatimukset (VJV 2013) Tässä luvussa selvitetään Fingridin järjestelmäteknisten vaatimusten (myöhemmin VJV) liitettä 2, jossa on esitetty erikseen tuulivoimaloiden järjestelmätekniset vaatimukset. Kaikkien uusien yli 0,5 MVA tuulivoimalaitosten on täytettävä liitteessä 2 esitetyt vähimmäisvaatimukset. Fingrid julkaisee VJV:n uudistetun version VJV 2013 myöhemmin vuoden 2013 aikana, mutta sen sisältö on hyvin pitkälle samanlainen kuin joulukuussa 2011 julkaistujen uudistettujen liitteiden sisältö. Tässä diplomityössä selvitetään VJV:n liitteestä 2 vain kokoluokan 0,5-10 MVA tuulivoimaloille esitetyt vaatimukset Referenssipisteen määrittely Referenssipisteellä tarkoitetaan sitä verkon pistettä, jossa verkkoon liitettävien tuulivoimaloiden tulee täyttää niille esitetyt järjestelmätekniset vaatimukset. Keskijänniteverkkoon liitettävien tuulivoimaloiden referenssipisteenä käytetään yksittäisen turbiinigeneraattorin muuntajan yläjännitepuolen sähköistä pistettä. Keskijänniteverkon referenssipisteen määräytymistä on selvennetty kuvassa 4.2. [15] Kuva 4.2 Keskijänniteverkon referenssipiste[15] Jos tuulivoimala liitetään keskijänniteverkkoon kulutuksen rinnalle, määräytyy referenssipiste kuvan 4.3 mukaisesti.

30 21 Kuva 4.3 Referenssipiste tuulivoimaloille toimiessaan rinnakkain muun kulutuksen kanssa.[15] Kuvassa 4.3 tuulivoimaloilla ei ole yksiselitteistä yhteistä pistettä, jolloin jokaiselle on esitetty oma referenssipiste. Mikäli usealle tuulivoimalalle löytyy kuitenkin yhteinen yksiselitteinen piste, käytetään VJV:n mukaan sitä Pätö- ja loistehon säätö Pätötehoa säädetään, jotta vältyttäisiin haitallisilta epätasapainotiloilta sähköenergiajärjestelmässä. Pätötehon säädöllä voidaan vaikuttaa mm. verkon taajuuteen ja johdinten kuormitukseen. Pätötehon säätötapoja esiteltiin aiemmin luvussa Pätötehon säätö tarkoittaa poikkeuksetta ulostulotehon pienentämistä, mikä puolestaan pienentää voimalasta saatavia tuottoja. Perinteisissä voimaloissa ulostulotehon pienentäminen pienentää myös polttoainekustannuksia, mutta tuulivoimaloiden tapauksessa ilmaisen tuulen rajoittaminen on tuottojen kannalta häviöllistä. Yksinkertaisin tapa ulostulotehon säädölle on asettaa sille tietty yläraja, jonka alapuolella sen on säilyttävä. VJV:n mukaan pätötehontuotantoa on pystyttävä säätämään referenssipisteessä. 0,5-10 MW tuulivoimalaitoksille esitetyt pätötehon säätövaatimukset ovat kuitenkin vain suosituksia. Pätötehon ylärajan on oltava säädettävissä kauko-ohjauksella. Ylärajan asettelun on voitava antaa vähintään 1 MW tarkkuudella generaattorin minimi- ja maksimitehon rajaamalla alueella. [14] Loistehon siirto sähköverkossa lisää verkon häviöitä, aiheuttaa jännitteenalenemaa sekä pienentää verkon siirtokapasiteettia kuormitusvirran kasvun johdosta. Riittämätön loistehon siirto verkossa voi johtaa jännitestabiilisuuden menettämiseen ja jännitteen kontrolloimattomaan laskuun. Tämän vuoksi loistehon hallinta on merkittävä tekijä sähkövoimajärjestelmässä. Oikosulkugeneraattoreilla varustetut tuulivoimalat kuluttavat

31 22 loistehoa ja vaativat siten erillisen kompensointilaitteiston. Suuntaajakäytöillä toteutetut tuulivoimakäytöt pystyvät säätämään tehokerrointaan, jonka avulla ne voivat osallistua verkon jännitteensäätöön. Vaatimusten mukaan jokaisella tuulivoimalalla tulee olla riittävä loistehokapasiteetti. Generaattorin on kyettävä tuottamaan tai kuluttamaan loistehoa referenssipisteessään. Loistehon tuotanto ja kulutus suhteutetaan suurimpaan tuotantotehoon siten, että referenssipisteestä mitattava on suurimmillaan vähintään - Q = 0,1 ind p.u. (ylimagnetoitu), kun verkkojännite referenssipisteessä on alueella % - Q = 0,1 kap p.u. (alimagnetoitu), kun verkkojännite referenssipisteessä on alueella % Kuvassa 4.4 on esitetty VJV:n mukainen loistehon kapasiteettivaatimus. Kuva 4.4 Loistehokapasiteettivaatimus tuulivoimaloille [14] Fingridin VJV:n mukaan tuulivoimalat tulee varustaa automaattisella loistehon- ja jännitteensäädöllä. Säädön tulee olla jatkuvaa ja sen aiheuttamat muutokset tulee tapahtua portaattomasti referenssipisteessä. Tuulivoimaloiden loistehonsäätö tulee toteuttaa joko vakioloistehonsäädöllä, vakiotehokerroinsäädöllä tai molemmilla. Pätötehontuotannon vaihdellessa, kun loistehosäädön tavoitearvo on 0 kvar, sallitaan voimalan loistehon vaihteluille enintään 5 % vaihtelu voimalan nimellistehosta ( Q = ±0,025*S n ). Loistehon vaihtelu ei saa hetkellisesti ylittää 10 %:n tasoa voimalan nimellistehosta ( Q = ±0,05*S n ), eikä vaihtelu saa heikentää referenssipisteen sähkön laatua. Liittymispisteen verkonhaltijalla on oikeus vaatia molempien em. säätötapojen hyödyntämistä, mikäli ne ovat voimalalla lähtökohtaisesti käytettävissä. Mikäli voimala kykenee tuottamaan loistehoa verkon jännitteen perusteella, on senkin hyödyntäminen verkonhaltijan päätettävissä. [14]

32 Jännitteen ja taajuuden toiminta-alueet Jännitteen ja taajuuden toiminta-alueilla tarkoitetaan ylä- ja alarajaa, joiden välillä tuulivoimalan on toimittava normaalisti. Normaalin toiminta-alueen lisäksi verkkokoodeissa on usein määritelty eri jännite- ja taajuusalueita, joissa tuulivoimalan on toimittava tietyn ajanjakson verran irtoamatta verkosta. Vaatimuksissa jännitteen ja taajuuden toiminta-alueille on esitetty kuvan 4.5 mukaiset raja-arvot. Kuva 4.5 Jännitteen ja taajuuden toiminta-alueet [14] Kuvassa 4.5 eri toiminta-alueille (A-E) on esitetty seuraavanlaisia vaatimuksia ajan ja sallittujen tehonalenemien suhteen

33 24 A: Normaalin jatkuvan käytön alue. Jännitteen tai taajuuden muutoksesta aiheutuvaa pätö- tai loistehon tuotannon alentumista ei sallita. B: 30 minuutin yhtäjaksoinen käyttö, jonka aikana suurin sallittu tehonalenema 49 Hz:n taajuudella on 0 % ja 47,5 Hz:n taajudella 15 %. Taajuusalueen muut tehonalenemat määräytyvät lineaarisesti rajataajuuksilla sallittujen tehonalenemien perusteella. C: 30 minuutin yhtäjaksoinen käyttö, korkeintaan 10 tunnin ajan vuodessa. Tehonaleneman suuruus voi olla 10 %, mikäli siitä ei aiheudu rajoituksia täydellä teholla jatkamiseen taajuuden palautuessa alle 50,3 Hz. D: Yhden tunnin yhtäjaksoinen käyttö, jonka aikana tehon sallitaan alenevan enintään 10 % täydestä tehosta. E: Kolmen minuutin yhtäjaksoinen käyttö, jonka aikana voimakas tehonalenema on sallittu, kunhan voimala vain pysyy määrätyn ajan verkkoon kytkeytyneenä. Toiminta-alueiden ulkopuolella välitöntä irtikytkeytymistä ei sallita, vaan voimalan tulee jatkaa käyttöä niin kauan kuin se on mahdollista. [14] Toiminta verkkohäiriöiden aikana Tuulivoimaloille esitetään nykyään vaatimuksia niiden pysymisestä verkossa kiinni siirtoverkossa tapahtuvien vikatilanteiden aikana ja niiden jälkeen. Vian aikaisten alijännitteiden aikana tuulivoimalan pysymistä sähköverkkoon kytkeytyneenä kutsutaan termillä FRT (Fault ride through). Kuvassa 4.6 on esitetty pääjännitteelle käyrä, jonka yläpuolella tuulivoimalan on kyettävä jatkamaan normaalia toimintaansa.

34 25 Kuva 4.6 Tuulivoimalan FRT-vaatimus [14] Kuvasta 4.6 huomataan, että tuulivoimalan on pysyttävä verkossa, vaikka jännite ei palaudu vian jälkeen alkuperäiseen 1 p.u. arvoonsa. Kohdassa esitetyssä jännitteen toiminta-alueessa 0,9 p.u.:n suuruinen jännite katsottiin kuuluvan normaalin jatkuvan käytön alueeseen. FRT-vaatimus on esitetty referenssipisteessä esiintyvälle matalimmalle pääjännitteelle. [14] Voimalan käynnistäminen ja pysäyttäminen Tuulivoimaloiden käynnistyminen ei saa aiheuttaa merkittäviä yliaaltoja sähköverkkoon, eikä käynnistymisen aiheuttama jännitemuutos saa olla yli 3 % referenssipisteen nimellisestä käyttöjännitteestä. Voimaloita ei yleensä käynnistetä samanaikaisesti, jolloin niiden vaikutuksia voidaan arvioida voimalakohtaisesti. Tuulivoimaloilta ei myöskään sallita yhtäaikaista pysähtymistä suuren tuulen nopeuden vuoksi, vaan pysähtymisen tulee tapahtua porrastetusti. [14] Käyttöönottokokeet Järjestelmäteknisissä vaatimuksissa esitettyjen ominaisuuksien testaaminen ja toiminnan todentaminen tulee suorittaa kaikille tuulivoimaloille käyttöönoton ja/tai koekäytön yhteydessä. Todentaminen voi tapahtua järjestelmäkokeiden avulla, jossa konkreettisesti testataan VJV:n täyttyminen. Akkreditoiduilta laboratorioilta saatavat sertifikaatit tai yksityiskohtaiset voimaloiden testausraportit osoittavat myös VJV:n täyttymisen. Lisäk-

35 26 si todentamiseen voidaan käyttää jatkuvaa seurantaa tai laskentamalleja hyödyntäen suoritettuja laskentatarkasteluja. Käyttöönottokokeissa on varmistettava erilaisin mittauksin seuraavat ominaisuudet - Tuulivoimalan käynnistämisen ja pysäyttämisen vaikutus hetkelliseen jännitetasoon - Tuulivoimalan suurimman tuotantotehon todentaminen - Loistehokapasiteetin todentaminen (kuva 4.4) - Tuulivoimalan kyky ylläpitää loisteho vakiona referenssipisteessä - Loistehosäädön toiminta ja toimintapisteen muutos ilman merkittäviä, äkillisiä muutoksia - Sähkön laatu Käyttöönottokokeista on toimitettava liittymispisteen verkonhaltijalle dokumentit, joista selviävät mitatut suuret ja mittausajankohdat. Sähkön laatuun liittyvät mittaukset voidaan korvata esimerkiksi IEC standardiin pohjautuvalla tuulivoimalan testausraportilla. Suurimman tuotantotehon, loistehokapasiteetin ja loistehosäädön toiminta voidaan todentaa tyyppitestausraportilla, mikäli kokeiden suorittaminen ei ole esimerkiksi tuuliolosuhteista tai verkon käyttötilanteesta johtuen mahdollista. [14] Toimitettavat dokumentit Järjestelmäteknisten vaatimusten mukaan liittymispisteen verkonhaltijalle sekä Fingridille on toimitettava liitteessä 1 esitetyt tiedot käyttöönottokokeiden jälkeen. Tarkkoja rajauksia tiedon toimitustavalle- ja muodolle VJV ei esitä. Tietojen tulee kuitenkin olla selkeitä ja yksiselitteisiä. Toimitettaviin dokumentteihin kuuluvat myös tuulivoimalan laskentamallien esittäminen. Laskentamallit tulee toimittaa PSS/E- laskentaohjelmistolle. Kokoluokan 0,5-10 MVA tuulivoimaloiden laskentamallien pitää sisältää generaattorikohtaiset tehonjako-, vikavirta- ja dynamiikkalaskentamallit. [14]

36 27 5 TUULIVOIMALOIDEN VERKOSTOVAIKU- TUKSET JAKELUVERKOSSA Sähköverkot on perinteisesti suunniteltu yhdensuuntaiseen tehonsiirtoon, tuottajilta kuluttajille. Hajautetun tuotannon lisääminen sähköverkkoon kasvattaa tehonsyöttösuuntia. Tämä tuo lisähaasteita niin sähköverkon suunnittelu- kuin käyttötoimintaan. Merkittävimpinä muutoksina ovat jännitetasojen nousut, verkon suojauksen häiriintyminen ja vikavirtojen kasvu niin suuriksi, että komponenttien oikosulkukestoisuus ylittyy. Hajautetun tuotannon lisääminen voi vaatia myös verkon vahvistamista, jolloin tuotannon liittämiskustannukset voivat nousta niin suuriksi, että tuotannon lisääminen ei ole taloudellisesti kannattavaa. Verkostovaikutuksia tarkasteltaessa on syytä selvittää tuotannon liittämisen vaikutukset käytännön turvallisuuteen sekä myös sähkön laadun säilyminen vaadituissa rajoissa. Yleistä ratkaisua hajautetun tuotannon liittämiselle sähköverkkoon ei voida rakentaa, vaan jokainen tuotantolaitos vaatii aina yksilöllisen tarkastelun. 5.1 Tuotantolaitosten luokittelu ja liittämiskohdan valinta Sähkönjakeluverkkoon liitettävät tuotantolaitteistot voidaan jakaa neljään eri luokkaan toimintaperiaatteiden ja käyttötarkoituksien mukaan. Kuvassa 5.1 on esitetty tuotantolaitosten luokittelu ja niille asetettuja vaatimuksia.

37 28 Kuva 5.1 Tuotantolaitosten luokittelu käyttötarkoituksen mukaan Rinnankäytöllä tarkoitetaan sitä, että voimalaitos ja jakeluverkko syöttäisivät kulutusta yhtäaikaisesti. Jos generaattorilla on mahdollisuus toimia rinnan jakeluverkon kanssa, tulee sen täyttää tahdistusehdot. Tahdistuksen periaatteena on saada generaattorin jännite ja taajuus samaksi kuin jakeluverkossa. Näin vältytään häiriöiltä verkon puolella, esimerkiksi jännite- ja virtapiikeiltä ja voidaan estää generaattorin vaurioituminen. Tahdistus-, yhteensopivuus- ja yksinsyötön eston ehtoja selvitetään tarkemmin luvussa 6. Tässä diplomityössä tarkastellaan vain luokan 4 voimalaitoksia, koska työssä simuloitavien tuulivoimaloiden tarkoituksena on tuottaa sähköä myytäväksi sähkökaupan markkinaosapuolille. Tuotantolaitoksen nimellisteho sekä verkon tekniset ominaisuudet ovat suurimmat tekijät, jotka vaikuttavat voimalan liittämismahdollisuuteen, liittämistapaan ja liittämiskohtaan. Lähtökohta tuulivoimalan liittämiskohtaa valittaessa on, että tuotantolaitos ei aiheuta häiriöitä verkon yleiselle toiminnalle. Lisäksi on huomioitava, että verkon käyttövarmuus säilyy ja suojaus toimii suunnitellusti. Tarkkoja kokorajoituksia tiettyyn sähköverkon kohtaan liitettävälle voimalaitokselle ei ole annettu, vaan kukin verkkoyhtiö määrittelee itse mihin jänniteportaaseen nimellisteholtaan erisuuruiset voimalat ovat järkevintä sijoittaa. Kuvassa 5.2 on esitetty ohjeelliset kokorajoitukset eri liittämiskohdille sähköverkossa. [16]

38 29 Kuva 5.2 Ohjeelliset kokorajaukset tuotantolaitoksen liitämiskohdan valintaan [16] 5.2 Sähkötekniset vaikutukset Tuulivoimasta saatavalle teholle on tyypillistä suuri vaihtelevuus johtuen tuulen nopeuden jatkuvista muutoksista. Vaihteleva tuotanto voi vaikuttaa verkon jännitetasoon. Lisäksi voimaloiden käynnistäminen ja pysäyttäminen aiheuttaa osaltaan jännitetasojen muutoksia. Tässä luvussa selvitetään ne sähkötekniset asiat, joiden tunnistaminen ennen tuulivoimalan verkkoon liittämistä on oleellista. Standardi SFS-EN määrittää jakelujännitteen ominaisuudet pien- ja keskijänniteverkon normaaleissa käyttöolosuhteissa. Sähköenergialiitto ry:n (Sener) julkaisun [17] mukaan standardia ei kuitenkaan tule soveltaa pienvoimaloiden tapauksessa, sillä nykyaikaisten laitteistojen on saavutettava standardin määrittelyjä parempi jännitteen laatutaso. Standardi ei saa Senerin mukaan olla suunnittelun perusta vaan se voi toimia referenssinä suunnittelussa Jännitetason muutokset Jakeluverkkoon sijoitettava tuotanto nostaa jännitettä lähialueellaan. Kun voimala liitetään jakeluverkon säteittäisjohtoon, jolla on myös muita kuluttajia, on jännitteen pysyttävä standardin määrittämissä rajoissa. Liittymispisteessä tapahtuvaa jännitteennousua voidaan arvioida yhtälön (5) mukaan ( R *cos X *sin ) U Sn * (5) 2 U missä S n on generaattorin nimellisteho R on johdon resistanssi X on johdon reaktanssi cos on voimalaitoksen tehokerroin

39 30 U on verkon pääjännite liittymispisteessä Jakamalla saatu jännitteenmuutos U verkon pääjännitteellä, joka liittymispisteessä oli ennen tuotannon liittämistä, saadaan jännitetason suhteellinen muutos. Sähköverkon eri osissa sallittaville suhteellisille jännitemuutoksille on annettu ohjeellisia arvoja, joita on esitetty taulukossa 5.1 Taulukko 5.1 Suurimmat sallitut suhteelliset jännitemuutokset liitettäessä tuotantoa sähköverkkoon [16] Suurin sallittu jännitteen muutos [%] Jännitetaso 2,5 KJ-verkko 5 KJ-verkko 4 PJ-verkko 6 PJ-verkko Liittymiskohta Johtolähdöllä, johon on liittynyt myös muita asiakkaita Ainoastaan tuotantoa sisältävällä johtolähdöllä Missä tahansa PJ-verkon osassa, johon on myös liittynyt muita asiakkaita Liityttäessä vain tuotannon liittämiseen tarkoitettuun jakelumuuntamoon Voimalan kytkeminen sähköverkkoon Tuulivoimalan kytkeminen sähköverkkoon aiheuttaa nopean jännitemuutoksen. Jännitemuutoksen suuruus voidaan laskea yhtälön (6) mukaisesti S U (6) n U isuhde* * Sk v missä i suhde on generaattorilaitteiston käynnistyshetkellä ottaman virran suhde laitteiston nimellisvirtaan, S n on generaattorin nimellisteho, S k on verkon oikosulkuteho ensimmäisessä muun kuluttajan kanssa olevassa yhteisessä pisteessä ja U v on verkon vaihejännite. Oikosulkuteholle saadaan siten johdettua yhtälö U Sn (7) U v S k * isuhde* Standardin mukaan voimalan kytkeminen verkkoon saa aiheuttaa korkeintaan 5 %:n jännitemuutoksen. Sener kuitenkin suosittelee suunnittelutasona käytettävän 4 %:a. Tästä saadaan laskettua vaihejännitteen suhde jännitteen muutokseen

40 31 U U v U v 0,04 25 U Liittymispisteen oikosulkuteholle voidaan siis kirjoittaa vähimmäisvaatimus S 25* i * S (8) k suhde n Mikäli tuotantolaitoksen käynnistysvirran suuruudesta ei ole tarkkaa tietoa, on käynnistys virran ja nimellisvirran suhteesta esitetty yleiset arviot eri tuulivoimalatyypeille taulukossa 5.2 Taulukko 5.2 Voimalatyyppien ohjeelliset käynnistysvirtakertoimet [16] Voimalatyyppi Käynnistysvirtakerroin i suhde Oikosulkugeneraattori 8 Tahtigeneraattori 4 Kaksoissyötetty oikosulkugeneraattori (DFIG) 1,5 Täyden tehon suuntaajatoteutus 1-1,2 Käytettäessä käynnistysvirtaa rajoittavaa pehmokäynnistintä, voidaan käynnistysvirtakerrointa rajoittaa jopa alle yhden Nopeat jännitemuutokset Ulostulotehon nopeista muutoksista ja pienillä tuuleen nopeuksilla useasti tapahtuvat tuulivoimaloiden pysähtymiset sekä käynnistymiset aiheuttavat nopeita jännitemuutoksia jakeluverkkoon. Jos jännitemuutoksia tapahtuu useita kertoja minuutissa, muutoksista aiheutuu haitallista välkyntää, joka on havaittavissa esimerkiksi valojen välkkymisenä. Välkyntä määritellään valonlähteen pintakirkkauden tai spektrijakauman muutoksen aiheuttamana näköaistimuksen epävakaisuutena. Nopeiden jännitemuutosten mittaamiseen on kehitetty myös välkynnän ärsyttävyyttä mittaavia välkyntämittareita. Ärsyttävyys arvioidaan lyhytaikaisella häiritsevyysindeksillä P st ja tästä johdetulla pitkäaikaisella häiritsevyysindeksillä P lt. Standardi (SFS-EN 50160) esittää, että P lt -arvoista 95 % tulee olla alle yhden viikon mittausjaksolla. Tuulivoimaloiden aiheuttaman välkynnän arviointiin voidaan käyttää myös erillisiä yhtälöitä, jotka ovat määritelty kansainvälisessä tuulivoimaloita käsittelevässä standardissa IEC [18]. Jatkuvan käytön häiritsevyyden laskutapa on sama sekä lyhyt- että pitkäaikaiselle indeksille ja se voidaan määrittää yhtälön (9) mukaisesti

41 32 P st P lt 1 S k N wt c i k, va * S i n, i1 2 (9) missä c i (ψ k,v a ) on yksittäisen tuuliturbiinin välkyntäkerroin tietyllä verkon impedanssin vaihekulmalla ja tuulen nopeudella. Kytkentätoimenpiteissä lyhytaikainen häiritsevyysindeksi voidaan määrittää yhtälön (10) mukaisesti N 0,31 18 wt 3,2 P 10, *, *, st N i k f i k Sn i (10) Sk i1 missä N 10,i on kytkentätoimenpiteiden lukumäärä kymmenen minuutin aikana ja k f,i (ψ k ) on yksittäisen tuuliturbiinin välkyntäastekerroin tietyllä verkon impedanssin vaihekulmalla. Kytkentätoimenpiteissä pitkäaikainen häiritsevyysindeksi voidaan määrittää yhtälön (11) mukaisesti N 8 wt 3,2 P 120, *, *, lt N i k f i k Sn i (11) Sk i1 missä N 120,i on kytkentätoimenpiteiden lukumäärä 120 minuutin aikana Yliaallot 0,31 Sähkölaitteet on suunniteltu toimimaan sinimuotoisella jännitteellä. Todellisissa sähköjärjestelmissä jännitteen ja virran käyrämuodot poikkeavat kuitenkin sinimuodosta johtuen muun muassa harmonisista yliaalloista. Koko ajan verkossa lisääntyvät epälineaariset kuormatyypit tuottavat verkkoon yliaaltoja, jotka alentavat sähkön laatua. Epälineaarisia kuormia ovat esimerkiksi taajuudenmuuttajat, pehmokäynnistimet, suuntaajat ja teholähteet. Toisin sanoen kaikki, mikä ei ole puhdasta resistiivistä kuormaa. Yliaallot aiheuttavat verkon häviöiden kasvua, muuntajien ylikuormittumista, laitteiden kuormitettavuuden pienenemistä, nollajohtimien ylikuormittumista, mittareiden virhenäyttämiä ja suojareleiden tarpeettomia toimimisia. [5; 17; 19] Harmoninen yliaaltojännite on sinimuotoinen jännite, jonka taajuus on perusaallon taajuus (50 Hz) kerrottuna kokonaisluvulla. Yliaaltojännitteet muodostuvat yliaaltovirtojen kulkiessa verkon impedanssien kautta. Yliaaltojännitteitä voidaan arvioida yksittäisen harmonisen yliaaltojännitteen suhteena perustaajuiseen jännitteeseen tai jännitteen harmonisena kokonaissärönä. SFS-EN standardi antaa raja-arvot molemmille tarkasteluille. Standardin raja-arvot ovat kuitenkin liian laajat, joten Sener suosittelee käytännön suunnittelutilanteissa käyttämään tiukempia rajoja, jotta vältytään ongelmatilanteilta. Tästä syystä verkon haltijan on asetettava erityisesti yliaaltovirroille standardia tiukemmat raja-arvot. Jännitteen harmoninen kokonaissärö (total harmonic distortion) ilmoitetaan joko harmonisten yliaaltojännitteiden suhteena perustaajuiseen

42 33 komponenttiin (THD-F) tai jännitteen tehollisarvoon (THD-R). Kokonaissärön suuruus saadaan yhtälöiden (12) ja (13) avulla. [17; 19] h2 U 1 2 h THD F (12) U THD R h2 U U 2 h (13) Tuulivoimalan aiheuttamat sallitut yliaaltojen määrät on tarpeellista antaa myös virtoina, koska jännitteen säröytyminen riippuu kussakin verkon osassa kulkevista yliaaltovirroista. Senerin suosituksen mukaan suunnittelussa on hyvä käyttää pohjana enintään viiden prosentin kokonaissäröä. Standardin mukaan THD:n suuruus saa olla enintään 8 %. Taulukko 5.3 Tuulivoimalle sallittavan yksittäisen yliaaltovirran I h suuruus prosentteina liittymän referenssivirtaan I R nähden [17] Yliaallon järjestysluku Parittomat yliaaltovirrat I h (prosenttia I R :stä) Parilliset yliaaltovirrat I h (prosenttia I R :stä) h < 11 4,0 1,0 11 h < 17 2,0 0,5 17 h < 23 1,5 0,4 23 h < 35 0,6 0,2 35 h < 50 0,3 0,1 Tuulivoimatuottajalle varattu siirtokapasiteetti kuvataan referenssivirran I R avulla. Referenssivirtana voidaan sulakepohjaisessa liittymässä käyttää sulakkeen nimellisvirtaa ja tehopohjaisessa liittymässä liittymäsopimuksen mukaista virtaa Häviöt Tuulivoimatuotannon lisäämisellä sähkönjakeluverkkoon voi olla häviöitä kasvattavia tai pienentäviä vaikutuksia. Häviöt kasvavat tilanteissa, jossa pätö- ja loistehoa joudutaan siirtämään pitkiä matkoja. Häviöiden suuruus on riippuvainen tuotannon sijainnin lisäksi myös verkon impedanssista, tehokertoimesta sekä verkon kuormista. Verkkoyhtiöissä häviöt muodostuvat suurimmaksi osaksi pienjänniteverkossa, joten keskijänniteverkkoon kytkeytyvän tuulivoimalan vaikutukset häviöihin ovat vähäisiä. Häviöiden

43 34 kannalta on tärkeää kuitenkin tuotannon ja kulutuksen välinen yhteys. Mitä suuremman ajan ne vastaavat toisiaan, sitä parempi se on myös sähköverkon kannalta. Tämän vuoksi vertailussa on hyvä nimellistehojen lisäksi huomioida myös pysyvyyskäyrien muodot ja huipunkäyttöaikojen suuruudet Vikavirtatasojen muuttuminen Perinteinen tehonsiirto on perustunut yhdensuuntaisuuteen tuottajilta kuluttajille. Samoin on ollut myös vikatilanteissa, jossa päämuuntaja on toiminut ainoana vikavirtalähteenä. Liitettäessä tuulivoimaa sähköverkkoon tehon virtaussuunnat muuttuvat ja samalla vikavirtaa syöttäviä lähteitä tulee lisää. Tuulivoimalat kasvattavat siten verkon vikavirtatasoa ja muuttavat vikavirran kulkureittejä. Vikavirtatason kasvun vuoksi komponenttien oikosulkukestoisuudet ja katkaisijoiden katkaisukyky on varmistettava tuotantoa liitettäessä verkkoon. Vikavirtatason ollessa jo valmiiksi lähellä komponenttien maksimikestävyyttä, voi sen nousu olla esteenä tuotannon verkkoon liittämiselle, sillä komponenttien vaihto kestävämpiin voi olla liian kallis investointi. Vikavirtaa voidaan rajoittaa sijoittamalla generaattorin ja verkon väliin muuntaja tai reaktori, mutta niillä on puolestaan häviöitä ja generaattorin jännitteen vaihteluita kasvattava vaikutus. Kuvassa 5.3 on esitetty kuinka keskijänniteverkossa tapahtuvassa viassa vikavirtaa syötetään kahdesta eri suunnasta. [20] Kuva 5.3 Hajautettu tuotannon vaikutus vikavirtatasoon ja vikavirran syöttösuuntiin Oikosulkuvirran suuruus eri verkon osissa voidaan määrittää laskennallisesti verkon jännitteen ja impedanssin avulla. Laskuissa pitää huomioida vikaimpedanssin suuruus ja

44 35 vikapaikalta näkyvä verkon impedanssi, jota kutsutaan myös Thevenin impedanssiksi. Mitä pienempi impedanssin arvo on, sitä suurempi on oikosulkuvirran arvo. Toisin sanoen oikosulkuvirran suuruus on suurimmillaan aivan johtolähdön alussa. Vahvoissa verkoissa, joissa impedanssit ovat pieniä, ovat oikosulkuvirrat suurempia kuin heikoissa verkoissa. Kolmivaiheinen oikosulkuvirta saadaan laskettua yhtälön (14) mukaisesti U I k 3 3 Z Z (14) th f missä Z th on verkon Thévenin impedanssi ja Z f on vikaimpedanssi. Kaksivaiheisen oikosulkuvirran I k 2 suuruus saadaan laskettua kolmivaiheisen oikosulkuvirran avulla yhtälön (15) mukaan 3 I k 2 I k 3 (15) 2 Oikosulkuvirran kasvun myötä tulee huomioida johtimien oikosulkukestoisuuden rajoitukset. Valmistaja ilmoittaa jokaiselle johdintyypille suurimman sallitun oikosulkuvirran suuruuden, jonka se kestää yhden sekunnin ajan. Kun oikosulun kestoaika poikkeaa yhdestä sekunnista, voidaan suurin sallittu oikosulkuvirta laskea yhtälön (16) avulla. I kt I k1s (16) t missä k s I 1 on johdinvalmistajan ilmoittama suurin sallittu oikosulkuvirta yhden sekunnin ajan ja t on oikosulun kestoaika. [21] Maasulku muodostaa johtavan yhteyden vaihejohtimen ja maan välille. Maasulun aikana terveiden lähtöjen jännitteet nousevat ja vikaantuneen lähdön jännite pienenee. Vikaresistanssin ollessa nolla myös vikapaikan jännite on nolla. Maasulku aiheuttaa maasulkuvirran sekä nollajännitteen (tähtipistejännite), joiden määrittämiseksi maasta erotetusta ja kompensoidusta verkosta tulee tuntea koko galvaanisesti yhteen kytketty verkko. Verkon impedansseilla ei maasulkutarkasteluissa ole merkitystä. Maasulkuvirran suuruuden määrää aina sähköaseman johtolähtöjen yhteenlaskettu maakapasitanssi sekä mahdollisen vikaresistanssin suuruus.

45 36 Maasta erotetun verkon maasulkuvirta ja tähtipistejännite saadaan laskettua seuraavilla yhtälöillä v f f U R C j C j I (17) f v R C j U U (18) Kompensoidun verkon maasulkuvirta ja nollajännite saadaan laskettua vastaavasti yhtälöiden (19) ja (20) avulla L C jr R R U I f v f (19) v f f U L C R jr R R R U 1 3 * 0 0 (20) Yhtälöissä R f on vikaresistanssi, C 0 verkon maakapasitanssi ja L verkon induktanssi.

46 37 6 SÄHKÖVERKON SUOJAUS Suojauksen toteutuminen on tärkein tekijä liitettäessä tuulivoimalaa osaksi sähköverkkoa. Toimivalla suojauksella sähköverkoista saadaan turvallisia sekä voidaan parantaa niiden käyttövarmuutta. Suojauksen perusvaatimuksia ovat selektiivisyys, aukottomuus sekä luotettavuus. Suojauksen selektiivisyydellä tarkoitetaan sitä, että vain vikapaikkaa lähinnä olevan katkaisijan tulisi avautua ja näin saadaan minimoitua verkosta erotettava osa. Suojauksen aukottomuudella tarkoitetaan vastaavasti sitä, että verkon jokainen piste kuuluu ainakin yhden releen suojausalueeseen. Suojausalueiden mennessä päällekkäin saavutetaan selektiivisyys aikaporrastuksilla. Tuulivoiman liittäminen aiheuttaa vikavirtojen suuruuksien ja suuntien muutoksia, jolloin myös suojausasetteluja tulee muuttaa uuteen tilanteeseen sopivaksi. Suojausta suunniteltaessa tulee kuitenkin muistaa, että suojauksen on toimittava myös siinä tilanteessa, kun tuulivoimalat ovat irtikytkeytyneinä verkosta. Tässä luvussa selvitetään suojaukselle asetetut perusvaatimukset ja kuinka ne voidaan täyttää. Lisäksi kerrotaan tuulivoimalan lisäsuojauksesta, jolla varmistetaan turvallisuuden ja käyttövarmuuden säilyminen tuulivoimaloiden verkkoon liittämisen jälkeen. Luvussa esitetään myös tyypillisimpiä vikatilanteita, jotka vaikuttavat keskeisesti suojauksen suunnitteluun. 6.1 Johtolähdön suojaus Sähköverkon johtolähtöjen suojaus toteutetaan hyvin pitkälle samaa tapaa noudattaen kuin mitä aiemmin on totuttu. Liitettävät tuulivoimalat voivat kuitenkin aiheuttaa johtolähtö- ja kiskosuojien asetteluarvojen muutostarpeita. Oikosulkusuojauksena sähköasemalla käytetään tavallisesti kaksiportaista ylivirtasuojaa. Kaksiportaisuudella voidaan releelle asettaa kaksi eri toimintatilaa. Pikalaukaisu asetetaan toimimaan lähellä sähköasemaa tapahtuvissa vikatilanteissa, joissa oikosulkuvirrat ovat suuria. Hitaampi aikalaukaisu asetellaan siten, että rele havaitsee pienimmän johtolähdöllä esiintyvän oikosulkuvirran. Maasulkusuojaus toteutetaan suunnatulla nollajännitettä ja nollavirtaa mittaavalla releellä. Sähköaseman kiskostoa suojaa myös oma suojarele. Mikäli käytössä on perinteinen ylivirtasuoja, astellaan se toimimaan johtolähdön suojaa hitaammin, jotta säilytetään katkaisijoiden selektiivinen toiminta. Lukitusten avulla voidaan kuitenkin merkittävästi nopeuttaa ylivirtasuojan toimintaa. Johtolähtöjen releistyksen havahduttua lukitaan kiskosuoja, jolloin sen turhalta toiminnalta vältytään johtolähdöillä tapahtuvissa vioissa. Käytettäessä differentiaalirelettä kiskosuojana voidaan toimintaaikaa pienentää merkittävästi. Tällöin suojaus toteutetaan vertaamalla kiskoon tulevien ja sieltä lähtevien virtojen erotusta. Virtojen ollessa yhtä suuret ei vikaa ole, mutta virto-

47 38 jen eron kasvaessa yli releen asetteluarvon, kiskosuoja laukeaa. Avojohtoverkkoa sisältävillä johtolähdöillä on tyypillisesti käytössä myös jälleenkytkennät. [22] 6.2 Tuulivoimalan suojaus Tuulivoimalan suojauksen on täytettävä sille asetetut perusvaatimukset jokaisessa tilanteessa, jotta vältytään vaara- ja häiriötilanteilta. Ensimmäisenä vaatimuksena on, että suojauksen on erotettava voimala verkosta siinä tilanteessa, kun verkkoa ei syötetä muualta tai tilanteessa, jossa verkon jännite katoaa joko kokonaan tai osittain. Tällöin saadaan voimalan yksin syöttö estettyä ja voidaan taata verkon työturvallisuus. Lisäksi suojaukselta vaaditaan, että voimala tulee erottaa verkosta mikäli verkon jännite tai taajuus poikkeaa normaaliarvoista tuulivoimalan liittymispisteessä. Tuulivoimala ei myöskään saa kytkeytyä verkkoon silloin, kun kaikki jakeluverkon vaiheet eivät ole jännitteisiä. Tuulivoimala ei saa vaikuttaa jälleenkytkentöjen epäonnistumiseen pitämällä valokaarta yllä vikapaikassa jännitteettömänä aikana. Verkon uudelleen syöttäminen on voitava aloittaa ilman, että tuulivoimalaan tarvitsee suorittaa mitään erillisiä toimenpiteitä. Suojauksen perusvaatimuksiin kuuluu myös, että muiden asiakkaiden turhaa verkosta erottamista on vältettävä, eikä tuulivoimalankaan tulisi irrota tarpeettomasti verkosta. [17; 20] Yli- ja alijännitesuojaus Suojaukselle asetetuissa perusvaatimuksissa suojauksen on toimittava, mikäli jännite poikkeaa normaaliarvoistaan. Tuulivoimala tulee siis varustaa yli- ja alijännitesuojilla, jotta em. vaatimus voidaan täyttää. Releet tulee Senerin julkaisun [14] mukaan asentaa jokaiseen vaiheeseen epäsymmetristen syöttötilanteiden välttämiseksi. Pidempiaikainen ylijännite voi vaurioittaa myös itse voimalaa, joten ylijännitesuojaus on myös voimalan itsensä kannalta merkittävä tekijä. Toiminta-aikaa asetettaessa on syytä huomioida, että syöttävän päämuuntajan jännitteensäätäjän toiminta-aika on oltava ylijännitesuojauksen toiminta-aikaa lyhyempi, jotta jännitteensäätäjä ehtii toimia ensin. Mikäli jännite on säädönkin jälkeen vielä liian korkea, tulee suojauksen toimia vasta sitten. Jos säätäjän korjauksen jälkeen jännite on sallituissa rajoissa, vältytään näin suojan turhalta toimimiselta ja siten voimalan tarpeettomalta erottamiselta. Kuten kohdassa huomattiin, tuulivoimalan liittäminen sähköverkkoon nostaa jännitetasoa lähialueellaan. Tämä voi johtaa siihen, että sähköaseman jännite on normaali, mutta johdon loppupään jännite on liian korkea. Päämuuntajan jännitteensäätäjä ei silloin toimi ja voimala on erotettava verkosta. Toiminta-aikojen asettelulla on kuitenkin mahdollistettava se, että jännitteensäätäjä korjaisi tilanteen. Alajännitereleen toiminta-aika on asetettava siten, että nopeasti ohimenevät jännitekuopat eivät aiheuttaisi turhaa voimalan verkosta erottamista. Aikahidastusta ei kuitenkaan tule asettaa liian suureksi, sillä alajänniterele toimii myös tietyissä tilanteissa ns. varasuojana. Tällainen tilanne voi syntyä esimerkiksi silloin kun säteittäiselle johtolähdölle, johon on liitetty epätahtigeneraattori, tapahtuu vika ja lähdön suojaus erottaa joh-

48 39 tolähdön verkosta. Tällöin epätahtigeneraattorin syöttämä vikavirta voi vaimentua niin nopeasti, että generaattorin ylivirtasuojaus ei ehdi toimia ja vikavirran syöttö katkeaa vasta alijännitereleiden toimittua. Pikajälleenkytkentöjen yhteydessä suojauksen asettelut tulee toteuttaa siten, että alijänniterele ei erota tuulivoimalaa verkosta toisella johtolähdöllä tapahtuvan jännitekuopan johdosta. Vastaavasti, jos pikajälleenkytkentä tapahtuu voimalan johtolähdöllä, on suojauksen toimittava, jotta tuulivoimala ei jää ylläpitämään valokaarta jännitteettömänä aikana. Voimalan mekaanisen kestävyyden kannalta on tärkeää, että alijännitesuojaus toteutetaan riittävän nopeasti. Vikatilanteesta johtuvan jännitekuopan aikana suoraan verkkoon kytkettyjen generaattoreiden akselin kokema vääntömomentti on moninkertainen normaaliin käyttötilanteeseen verrattuna. Suojausasettelujen laatiminen vaatii aina tapauskohtaista selvitystä ja kompromissien tekoa. Toisaalta mekaanisen kestävyyden takaamiseksi jännitekuoppiin pitäisi reagoida mahdollisimman nopeasti, mutta toisaalta tarpeeton erottaminen nopeissa jännitekuopissa heikentää verkon jännitettä. Ylijännitereleellä käytetään yleensä kahta asetteluarvoa riippuen jänniteylityksen suuruudesta. Alijännitereleellä on Suomessa tyypillisesti ollut käytössä vain hitaan toiminnon asetus. Ongelmien välttämiseksi myös nopean toiminnan asetus olisi hyvä olla käytössä, jolloin tulee erityisesti huomioida, että kuvassa 4.6 esitetty FRT-vaatimus kuitenkin vielä täyttyy. Taulukossa 6.1 on esitetty Suomessa käytössä olevat yleiset suojausasetussuositukset yli- ja alijännitteiden osalta. [17; 20] Taulukko 6.1 Yli- ja alijännitereleiden asetussuositukset Suomessa Asetteluarvo Toiminta-aika Toimintatapa Ylijännite 115 % 0,15 s Nopea 110 % 1,5 s Hidas Alijännite 50 % 0,5 s Nopea 85 % 5 s Hidas Nopean ja hitaan toiminnan asetukset eivät ole vakioituja arvoja vaan myös jänniteylitykset ja alitukset ovat toiminta-aikojen ohella suuntaa-antavia arvoja Yli- ja alitaajuussuojaus Suojauksen perusvaatimuksissa taajuuteen pätee sama määritelmä kuin jännitteeseenkin, eli tuulivoimala on erotettava verkosta, mikäli taajuus liittymäpisteessä poikkeaa normaaliarvoistaan. Taajuuden muutokset ovat haitallisia muun verkon ohella myös itse tuulivoimalalle. Taajuusreleiden tehtävä on suojata voimalaa termisiltä ja mekaanisilta rasituksilta. Jatkuva alitaajuus voi aiheuttaa voimalan haitallista värähtelyä. Taulukossa 6.2 on esitetty Suomessa käytössä olevat suositukset yli- ja alitaajuusreleiden asetteluille.

49 40 Taulukko 6.2 Yli- ja alitaajuusreleiden suositeltavat asettelut Suomessa Asetteluarvo Toiminta-aika Ylitaajuus 51 Hz 200 ms Alitaajuus 47 Hz 200 ms Taajuuden muutokset johtuvat normaalisti tehotasapainon puuttumisesta. Tilanteessa, jossa kuormitusta tulisi keventää, voi alitaajuusrele kuitenkin kytkeä tuulivoimalan irti verkosta pahentaen näin jo olemassa olevaa tilannetta. Alitaajuusreleen asetteluarvon tulisikin olla mahdollisimman pieni, jotta tuotanto pysyisi tukemassa järjestelmän vakautta. Taajuusreleiden asetteluja valittaessa on vastaavaa tasapainoilua kuin jännitereleiden kohdalla, sillä liian alhainen taajuus voi aiheuttaa voimalalle mekaanisia vaurioita. Taajuuden kasvu aiheutuu puolestaan kuormien äkillisestä irtoamisesta. Tällöin generaattorin pyörimisnopeus kiihtyy ja se voi aiheuttaa vaurioita voimalalle. Voimaloiden nopeussäätäjät estävät tavallisesti liian suuret pyörimisnopeudet, mutta ylitaajuusrele toimii tilanteessa varasuojana. [17; 20] Ylivirtasuojaus Ylivirtasuojauksella pyritään estämään vikatilanteissa syntyvien suurien vikavirtojen aiheuttamat rasitukset. Vikavirtatarkastelu muuttuu monimutkaisemmaksi tuulivoimaloiden verkkoon liittämisen jälkeen, sillä vikavirtaa syöttäviä lähteitä on useampia, kuten luvussa esitettiin. Tällöin normaali sähköasemalla tapahtuva suojaus ei välttämättä enää riitä vian erottamiseen. Ylivirtasuojauksen lähtökohtana voidaan pitää sitä, että tuulivoimaloiden on irtikytkeydyttävä verkosta mahdollisimman nopeasti vian ilmaantuessa, jonka jälkeen vikatilanteesta selvitään normaalilla säteittäisen verkon suojauksella. Oikosulkusuojaus perustuu kaksiportaiseen laukaisuun, joista nopeampaa kutsutaan momenttilaukaisuksi ja hitaampaa kutsutaan aikalaukaisuksi. Nopea momenttilaukaisu asetetaan toimimaan tuulivoimalan lähellä tapahtuvissa vioissa mahdollisimman pienellä aika-asettelulla. Tuulivoimalan käynnistysvirran suuruus asettaa kuitenkin omat rajoitukset aika-asetteluille, mutta käynnistysvirtaa rajoittamalla voidaan releen laukaisu säätää mahdollisimman nopeaksi. Hitaampi aikalaukaisu asetetaan toimimaan yhdessä lähdön muiden releiden kanssa. Ylivirtasuojauksen tehtävä on irtikytkeä voimala vikaantuneesta verkosta ja se pääasiassa toimii suojana voimalan sisäisten vikojen varalta. Reletyyppeinä aikalaukaisussa voidaan käyttää joko vakioaika- tai käänteisaikaylivirtareleitä. Liian pienet aika- ja virta-asettelut voivat johtaa releen turhaan toimintaa, sillä vika voi silloin olla jonkin toisen releen suojausalueella ja vastaavasti liian suuret asetteluarvot voivat johtaa tilanteeseen, jossa rele ei toimi vaikka vika tapahtuisikin samalla johtolähdöllä. Tästä seuraisi tarpeettoman ison verkon osan irtoaminen järjestelmästä, koska silloin seuraava, isomman alueen kattava suojausporras toimisi. Ylivirtasuojauksen toiminnan varmistamiseksi on suojausasetteluja suunniteltaessa tarkasteltava kriittisin tilanne, jossa yksi tai useampi tuulivoimala sijaitsee samalla lähdöllä muun kuormituksen kanssa ja lähdön loppupäässä tapahtuu 2-vaiheinen oikosulku. Täl-

50 41 löin johtolähtöä suojaavan releen havaitsema vikavirta on pienimmillään ja on mahdollista ettei suojaus toimi toivotulla tavalla. Pienjänniteverkkoon liitettävien tuulivoimaloiden ylivirtasuojaus toteutetaan yleensä sulakkeilla. Sulakekoon määrittelee voimalan nimellisvirta, jolloin on hyvin epätodennäköistä, että sulake palaisi käynnistysvirran vaikutuksesta. [7; 17; 20] Yksinsyötön esto Tuulivoimalat varustetaan usein myös erilaisilla lisäsuojilla, joilla varmistutaan turvallisuuden ja käyttövarmuuden säilyminen myös poikkeustilanteissa. Tärkein lisäsuoja on yksinsyötön estosuoja. Suojan tarkoituksena on irtikytkeä tuulivoimala verkosta silloin kun verkkojännite katoaa kokonaan tai osittain ja tuulivoimala jäisi itse syöttämään verkonosaa. Tilanne on kriittinen sähkötyöturvallisuuden ja voimalan mekaanisen kestävyyden kannalta. Korjaushenkilökunnan turvallisuuden takaamiseksi on erittäin tärkeää, että mikään voimala ei jää yksin syöttämään verkkoa pitäen sen samalla jännitteisenä. Voimalan itsensä kannalta myöhemmin verkkoon palautuva jännite voi aiheuttaa generaattorin tahdistamattoman verkkoon liittymisen ja näin ollen vaurioittaa generaattoria. Verkon yksin syötön aikana ei myöskään voitaisi taata sähkön laatukriteerien täyttymistä, etenkään tuulivoiman tapauksessa. Yksinsyötön estosuojauksen käyttö on erityisen tärkeää tahtigeneraattorivoimaloissa, mutta sitä suositellaan käytettävän myös muilla generaattorityypeillä. Yksinsyötön estosuojaukseen on olemassa useita eri ratkaisuja. Perinteisesti suojaus toteutetaan releiden avulla. Suojauksen toteutus riippuu siitä siirretäänkö voimalalta tehoa verkkoon päin vai ei. Mikäli tehoa siirretään myös jakeluverkkoon päin, perustuu suojaus kuorman muutoksen aikaansaamiin ilmiöihin, jotka voidaan jakaa kolmeen eri ryhmään. Yksinkertaisin tilanne on silloin, kun paikallista kuormaa syötetään myös jakeluverkosta käsin. Voimalaa käytetään siis tehon leikkaamiseen, mutta ei kuitenkaan missään tilanteessa syötetä tehoa jakeluverkkoon. Suojaus voidaan silloin toteuttaa takatehoreleen avulla, sillä yksinsyöttö tilanteessa tehoa alkaa virrata myös jakeluverkkoon päin, jolloin voimala on erotettava verkosta. Yleensä tuulivoimalan halutaan kuitenkin syöttävän tehoa myös jakeluverkkoon, jolloin takatehoreleen käyttö ei ole mahdollista. Kuorman muutoksesta aiheutuvien tilanteiden jaottelu on seuraava a) Kuorman muutos on hyvin pieni suuntaan tai toiseen, mutta edelleen sen suuruinen, että voimala voi sitä helposti syöttää. Kuorma voi myös pysyä muuttumattomana. b) Kuorma kasvaa tuotantoa suuremmaksi, jolloin tuulivoimala pyrkii ylläpitämään verkon jännitettä. Suojaus voi perustua tällöin ylikuormitus- tai alitaajuusreleisiin, mutta aika-asetteluilla on varmistettava, että vältytään transienttien aiheuttamilta turhilta verkosta erottamisilta. Hidastuksien vuoksi re-

51 42 leitä ei voida käyttää, mikäli voimalalta vaaditaan nopeaa verkosta erottamista. c) Kuorma kasvaa moninkertaiseksi tuotantoon nähden, jolloin yksinsyöttö on helppo havaita. Releenä tässä tilanteessa voidaan käyttää ylikuormitus-, alitaajuus-, ylivirta- tai alijänniterelettä. A-kohdan tilanne on tapauksista hankalin, sillä pieni kuorman muutos ei välttämättä erota voimalaa verkosta tai se jää toimimaan omana saarekkeenaan. Kyseiseen tilanteeseen on kehitetty erityyppisiä releitä, joiden toiminta perustuu esimerkiksi taajuuden muutosnopeuteen, verkon impedanssin muutokseen tai jännitteen myötäkomponenttiin. Yksinsyötön eston suojaustavat jaotellaan tavallisesti aktiivisiin, passiivisiin ja tietoliikennettä hyödyntäviin menetelmiin. Aktiivisissa menetelmissä suojalaite vertaa järjestelmän vastetta laitteen itsensä aiheuttamiin muutoksiin. Vaste on erilainen verkkoon kytkeytyneenä kun saareketilanteessa. Siirretyn loistehon suuruuden seuraaminen on eräs aktiivinen yksinsyötön estomenetelmä. Kyseisessä menetelmässä generaattorin ohjausjärjestelmä pakottaa tuotetun loistehon voimalan ja verkon välisessä liittymispisteessä tietyn suuruiseksi. Loisteho voidaan siirtää vain silloin kun voimala on kytkeytyneenä verkkoon. Yksinsyöttötilanteessa loistehon määrä muuttuu ja relesuojaus havahtuu. Releen aikahidastuksella vältetään hetkellisten häiriöiden aiheuttamat loistehomuutokset. Loistehon seuraamista nopeampi aktiivinen menetelmä on vikavirtatason seuranta. Liittymispisteeseen kytkettävään induktoriin ohjataan virtapiikki vastaamaan vikavirtaa ja samalla mitataan syöttöpisteen jännitettä. Näiden tietojen pohjalta saadaan verkon impedanssi, jonka muutoksia alkuperäiseen arvoon seuraamalla selvitetään releen toimimisen tarpeellisuus. Passiiviset yksinsyötön suojausmenetelmät perustuvat verkosta mitattaviin suureisiin, kuten tehoihin, jännitteisiin tai virtoihin. Aina on kuitenkin olemassa se vaaratilanne, että kuormitus muuttuu vain niin vähän, että suojaus ei havaitse yksinsyöttöä vaan jää ns. katvealueeseen. Tämän vuoksi suojauksen tulee perustua useampaan kuin yhteen mitattavaan suureeseen. Tietoliikenteeseen perustuvassa suojauksessa seurataan verkon jatkuvuuden ilmaisevaa signaalia. Verkkoon sijoitettu lähetin syöttää voimaloihin sijoitetuille vastaanottimille signaalia, jonka katkeaminen kertoo saareketilanteen syntymisestä ja suojaus voi näin toimia. [20; 23] Maasulkusuojaus Keskijänniteverkossa tapahtuva maasulku pyritään havaitsemaan sähköaseman maasulkusuojauksella, mutta pienjännitepuolella sitä on erittäin vaikea havaita, koska nollakomponentti ei kulkeudu pienjännitepuolelle Suomessa käytössä olevan muuntajan kytkentäryhmän takia. Tuulivoimaloiden suojaus toteutetaan usein asettamalla relekomponentit voimalan liittymispisteen pienjännitepuolelle. Tämän vuoksi maasulkujen havaitseminen tuulivoimaloiden suojauksella on haastavaa. Tuulivoimala voi siten maasulkutilanteessa jäädä ylläpitämään valokaarta vikapaikalla, vaikka kyseinen johtolähtö olisi erotettu sähköasemalla. Ilmiöstä aiheutuu ongelmia jälleenkytkentöjen onnistumi-

52 43 selle sekä maasulkupaikan paikantamiselle. Tämän vuoksi on erittäin tärkeää, että maasulkutilanteessa tuulivoimala erotetaan sähköverkosta joko nollajännitereleen avulla tai viimeistään yksinsyötön estosuojauksella. Tuulivoimalalähdöllä maasulkusuojaus voidaan toteuttaa voimalan muuntajan yläjännitepuolelle asetettavalla nollajännitereleellä. Nollajännitereleen käytössä esiintyy kuitenkin usein selektiivisyysongelmia viereisten lähtöjen maasulkutilanteissa. Maasulkusuojauksen selektiivisyyden takaamiseksi toiminta-aikoja tulee porrastaa. Maasulkureleen toiminta-ajan hidastaminen voi aiheuttaa kosketusjännitevaatimusten täyttämättä jättämisen. [7; 20] Vianilmaisimet Vianilmaisimet ovat suojareleiden tapaisia laitteita, joiden avulla voidaan nopeuttaa vikapaikan selvittämistä. Vianilmaisin havahtuu, kun vikavirta kulkee sen lävitse, jolloin vikapaikka on helppo selvittää. Vianilmaisimen ero tavalliseen suojareleeseen on se, että se ei anna itsenäisesti kytkinlaitteelle katkaisukäskyä vaan vaatii katkaisukäskyn valvomosta käsin. Vianilmaisimia käytetään tyypillisesti pysyvien vikojen paikantamiseen sekä vika-alueen rajaamiseen mahdollisimman pieneksi. Tuulivoimaloiden liittämisen jälkeen voimalan syöttämä vikavirta voi aiheuttaa vianilmaisimien vääriä toimintoja, jolloin niiden asetteluarvoihin ja sijaintipaikkoihin on syytä kiinnittää huomiota. [20] 6.3 Tyypilliset vikatapaukset Suojausta suunniteltaessa hajautettua tuotantoa sisältävälle johtolähdölle tulee huomioida suojauksen aukottomuus jokaisessa tilanteessa. Vastaavasti on syytä välttää turhia voimaloiden verkosta irtoamisia. Tässä luvussa selvitetään muutamia tyyppilisiä ongelmia, joita suojauksen suunnittelussa tulee vastaan Jälleenkytkennän epäonnistuminen Sähköverkoissa käytetään jälleenkytkentöjä poistamaan ohimenevät oiko- ja maasulut. Jälleenkytkennöillä tarkoitetaan sitä, että vian ilmaantuessa sähköverkko käytetään jännitteettömänä ja kytketään uudelleen päälle. Jälleenkytkennät jaetaan pika- ja aikajälleenkytkentöihin. Jälleenkytkennöissä releistys välittää katkaisijalle avautumiskäskyn ensiksi ilman aikahidastusta. Tällöin katkaisija avataan ainoastaan sen toiminta-ajan suuruisen ajanjakson jälkeen, tyypillisesti noin 100 millisekunnin kuluttua. Ennalta määritellyn jännitteettömän ajan jälkeen releistys ohjaa katkaisijan takaisin kiinni suorittaen pikajälleenkytkennän. Mikäli verkossa on edelleen vikatilanne päällä, jälleenkytkentäreleistys antaa katkaisijalle avautumiskäskyn tietyn aikahidastuksen jälkeen. Aikahidastus lisättynä katkaisijan toiminta-ajalla muodostaa pikajälleenkytkennän kokonaiskeston. Jännitteetön aika toisella kerralla on huomattavasti ensimmäistä pidempi, tyypillisesti noin sekuntia, jonka jälkeen suoritetaan aikajälleenkytkentä. Jos vika ei ole vielä siinäkään vaiheessa poistunut, vikatilanteesta tulee pysyvä, joka vaatii korjaus-

53 44 toimenpiteitä. Kuvassa 6.1 on esitetty jälleenkytkentöjen jaksottamista sähköverkon vikatilanteessa Kuva 6.1 Jälleenkytkentöjen toimintasekvenssi [21] Tuulivoimalat voivat vikatilanteissa ylläpitää valokaarta aiheuttaen jälleenkytkentöjen epäonnistumisen. Tämä on merkittävä ongelma erityisesti maasulkuvioissa, jolloin voimalan oma suojaus ei havahdu pieniin maasulkuvirtoihin. Jälleenkytkentöjen epäonnistuminen lisää verkon pysyviä vikoja huonontaen samalla verkon luotettavuutta. Lisäksi tuulivoimalan mekaanisen kestävyyden kannalta on erittäin tärkeää, että voimala irtoaa sähköverkosta jälleenkytkentöjen jännitteettöminä aikoina, sillä palautuva jännite voi aiheuttaa merkittäviä vaurioita tuulivoimalalle. Tämän vuoksi jännitteettömän ajan pituutta on hyvä kasvattaa normaalista arvosta tilanteissa, jolloin tuulivoimala on kytketty johtolähdölle. Tuulivoimalan liittäminen omalle johtolähdölleen poistaa kyseiset ongelmat, koska silloin jälleenkytkentöjen käyttäminen ei ole tarpeellista. [17; 20] Terveiden lähtöjen tarpeeton erottaminen Viereisellä johtolähdöllä tapahtuvien vikatilanteiden johdosta myös terveen lähdön suojaus voi toimia tarpeettomasti. Vikatilanteessa terve lähtö syöttää vikavirtaa sähköaseman kiskon kautta vikaantuneelle lähdölle, jolloin terveen lähdön oma suojaus voi erottaa lähdön verkosta. Suojauksen epäselektiivisyyttä voi esiintyä sekä momentti-, että aikalaukaisuportailla. Mitä lähempänä johtolähdön alkupäätä tuulivoimala sijaitsee ja mitä lähempänä kiskostoa viereisellä lähdöllä tapahtuva vika syntyy, sitä todennäköisempää on terveen lähdön tarpeeton erottaminen momenttilaukaisulla. Epäselektiivi-

54 45 syyttä voi esiintyä myös aikalaukaisuportaalla, jolloin vikapaikan tulee sijaita kauempana sähköasemalta. Epäselektiivisyyden kannalta haastavin sijainti tuulivoimalalle on tällöin riippuvainen voimalan syöttämän vikavirran suuruudesta. Kuvassa 6.2 on selvitetty, kuinka viereisellä lähdöllä tapahtuva vika voi aiheuttaa terveen lähdön suojauksen havaitsemaan vikavirtaan. Kuva 6.2 Terveen lähdön tarpeeton erottaminen viereisen lähdön vikatilanteessa Kuvassa 6.2 vikatilanne tapahtuu tuulivoimalan viereisellä johtolähdöllä. Vikatilanteessa vikapaikkaan syötetään vikavirtaa sähköaseman päämuuntajan kautta. Sen lisäksi tuulivoimala syöttää vikavirtaa vikapaikkaan sähköaseman kiskon kautta. Tuulivoimalan syöttämän vikavirran suuruus voi laukaista oman lähtönsä suojan tarpeettomasti. Tuulivoimalähdön suojaus on asetettava siten, että se havaitsee pienimmän mahdollisimman oikosulkuvirran arvon lähdöllään. Silti olisi toivottavaa, että viereisen lähdön vika ei aiheuttaisi sen toimimista. Tähän voidaan vaikuttaa pidentämällä suojan toiminta-aikaa verrattuna viereiseen johtolähtöön. Toiminta-ajan kasvattamisen jälkeen on kuitenkin varmistuttava, että lähdön suojaus toimii edelleen oikein ja että komponenttien sekä johdinten oikosulkukestoisuudet ovat riittävät. Tehokkain tapa estää lähdön tarpeetonta erottamista on käyttää suuntareleitä, jotka havaitsevat virran kulkusuunnan ja toimivat vain oikosulkuvirran kulkiessa kiskolta lähdön loppupään suuntaan. [17; 20] Viallisen lähdön ylivirtasuojauksen sokaistuminen Lähdön ylivirtasuojaus voi sokaistua tilanteessa, jossa vikapaikka sijaitsee tuulivoimalan liityntäpisteen takana. Tällöin voimala syöttää vikavirtaa rinnan sähköaseman kanssa. Suuritehoisen tuulivoimalan liittäminen kauas sähköasemalta voi johtaa tilanteeseen, jossa verkon impedanssi vikapaikan ja sähköaseman välillä kasvaa merkittävästi suuremmaksi kuin verkon impedanssi voimalan ja vikapaikan välillä. Tämän vuoksi sähkö-

55 46 aseman syöttämä vikavirta voi pienentyä niin paljon, että lähdön ylivirtasuojauksen toiminta sokaistuu hidastaen tai estäen sen toiminnan kokonaan. Suojauksen toimimattomuus aiheuttaa vaaratilanteita verkossa ja jo pelkkä toiminnan hidastuminen voi johtaa johdinten ja muiden komponenttien oikosulkukestoisuuden menettämiseen. Jotta kyseiseltä tilanteelta voidaan välttyä, on tuulivoimalan suojauksen erotettava ensin voimala verkosta, jolloin johtolähdön oma ylivirtasuojaus voi toimia normaalisti. Kuvassa 6.3 on esitetty tilanne, joka voi johtaa johtolähdön ylivirtasuojauksen sokaistumiseen. [17; 20] Kuva 6.3 Johtolähdön ylivirtasuojauksen sokaistuminen Kuvassa 6.3 vika tapahtuu tuulivoimalähdöllä. Kaukana sähköasemalta tapahtuvassa vikatilanteessa vikavirta voi olla niin pieni, että suuritehoinen tuulivoimala pystyy tuottamaan sen itsestään. Tällöin sähköasemalta syötetty vikavirta jää niin pieneksi, että johtolähdön rele ei havaitse vikaa ja tuulivoimala jää ylläpitämään vikatilannetta. Ratkaisuna ylivirtasuojauksen sokaistumiselle on lisätä pitkälle johtolähdölle välikatkaisija, jonka virta-asettelut ovat sähköaseman suojausta tiukemmat. Tällöin suojaus on porrastettu siten, että missään kohtaa johtolähtöä tapahtuva vikatilanne ei jää havaitsematta. Aikaporrastuksia käytettäessä tulee kuitenkin huomioida, ettei vika-aika aseman lähellä tapahtuvissa vioissa kasva niin suureksi, jotta komponenttien oikosulkukestoisuus ylittyisi. Toisena keinona välttää sokaistumisilmiö on rajoittaa johtolähdölle liitettävän tuotannon määrää tai rajoittaa tuulivoimaloiden tuottamaa oikosulkuvirtaa liittämällä ne verkkoon taajuudenmuuttajan välityksellä. [17; 20]

56 47 7 CASE: LOUKEENVUOREN TUULIPUISTON PERUSTILANNE Simuloinneissa tarkastellaan Juvan Nevajärven alueen keskijänniteverkkoon liitettävien Loukeenvuoren tuulivoimaloiden vaikutuksia alueen sähköverkkoon ja tarkastellaan suojauksen toteuttamista voimaloiden liittämisen jälkeen. Suunnitteilla on kahden 3 MW:n tuulivoimalan sijoittamisesta Loukeenvuoren harjulle. Simuloinneissa mallinnetaan luvussa 5 esitettyjä sähköteknisiä vaikutuksia joita tuulivoimaloiden liittäminen aiheuttaa alueella. Sen lisäksi suunnitellaan erilaisten vikatilanteiden simulointien avulla, kuinka alueen suojaus saadaan toimivaksi kokonaisuudeksi. Juvan kunnan Nevajärven yleiskaavassa on Loukeenvuoren lisäksi varattu viisi muuta tuulipuistoaluetta, joiden vaikutuksia ei tässä diplomityössä käsitellä. 7.1 Tarkasteltava verkkomalli Simuloinneissa tarkastellaan kahta erillistä tilannetta, normaalia käyttötilannetta kuvaavaa perustilannetta ja luvussa 8 esitettävää korvaustilannetta, jolloin tuulivoimalat syöttävät tehoa kokonaan toiselle sähköasemalle. Tämän vuoksi tilanteiden verkkotopologiat eroavat toisistaan olennaisesti. Perustilanteessa mallinnettava sähköverkko koostuu Järvi-Suomen Energian Oy:n uudesta Nevajärven alueelle rakennettavasta Loukeenvuoren sähköasemasta ja sitä syöttävästä kantaverkosta. Uusi sähköasema tulee tarkasteluissa sisältämään kolme johtolähtöä, joista tuulivoimalähtö sisältää ainoastaan tuulivoimantuotantoa ja kaksi muuta johtolähtöä syöttävät alueen muuta kuormitusta. Tuulivoimalähtö koostuu yhdestä johdintyypistä ja sen perässä olevasta kahdesta tuulivoimalayksiköstä. Kuvassa 7.1 on esitetty periaatteellinen kuva mallinnettavasta sähköverkosta.

57 48 Kuva 7.1 Perustilanteen verkkotopologia Tuulivoimalähtö (nro. 1) on kokonaisuudessaan maakaapeloitu. Kuvan 7.1 mukaisen tuulivoimalähdön johdintiedot on esitetty taulukossa 7.1 Taulukko 7.1 Tuulivoimalähdön johdintiedot Solmuväli Johdintyyppi Pituus [m] 1-2 AHXAMK-W 3* Kuvan 7.1 mukaisen verkkomallin johtolähtö kaksi on nimeltään Loukee1 ja sen solmuvälikohtaiset tiedot on esitetty taulukossa 7.2. Loukee 1 johtolähtö on pääosin maaseutupainotteista kohtalaisen vanhaa avojohtoverkkoa. Simulointimallia on yksinkertaistettu siten, että jakelumuuntamoiden tehoja on yhdistetty, jolloin verkkomallin solmuvälien lukumäärää on voitu pienentää. Malli on kuitenkin rakennettu siten, että se vastaa mahdollisimman tarkasti tässä vaiheessa suunnitteilla olevaa verkkomallia

58 49 Taulukko 7.2 Loukee1 johtolähtötiedot Solmuväli Johdintyyppi Pituus [m] Solmuvälillä siirtyvä teho [kva] 1-2 Sparrow Swan Toinen kuormitusta sisältävä johtolähtö Loukeenvuoren sähköasemalla on nimeltään Loukee2 ja sen vastaavat tiedot siitä ovat esitetty taulukossa 7.3. Taulukko 7.3 Loukee2 johtolähtötiedot Solmuväli Johdintyyppi Pituus [m] Solmuvälillä siirtyvä teho [kva] 1-2 Sparrow Swan Pigeon Perustilanteen simulointimalli rakennettiin PSCAD-ohjelmistolle edellä esitettyjen tietojen mukaisesti. Lisäksi verkon mallintamisessa tarvittavien muiden lähtötietojen keräämisessä tehtiin yhteistyötä Järvi-Suomen Energian kanssa. Simulointimalleissa hyödynnettiin Vaasan yliopiston ja VTT tuottamaa PSCAD-komponenttikirjastoa, joka on ElMil Oy:ssä käytössä. Kuvassa 7.2 on esitetty perustilanteen PSCADsimulointimalli.

59 50 Kuva 7.2 PSCAD-malli perustilanteen simulointeja varten Perustilanteen verkkomalli koostuu kuvan 7.2 mukaisesti 110 kv:n kantaverkosta, jota on mallissa kuvattu jännitelähteenä. Kantaverkolle voidaan mallissa antaa oikosulkutehon arvo sekä R/X-suhde. Tarkasteluissa oikosulkutehona käytettiin Järvi-Suomen Energia Oy:ltä saatua arvoa 946 MVA ja R/X-suhteena 0,1. Loukeenvuoren sähköaseman päämuuntajan koko on 10 MVA ja sen yläjännitepuoli on kytketty tähteen ja alajännitepuoli kolmioon (YNd11). Sähköaseman kiskoon liitettiin erillinen maadoitusmuuntaja, jonka avulla verkon maadoitustapa voidaan määrittää. Loukeenvuoren tarkasteluissa maadoitustapana käytettiin Järvi-Suomen Energialla käytössä olevaa maasta erotettua verkkoa. Simulointimallissa on käytetty jokaisella johtolähdöllä relesuojana maasulkurelettä sekä ylivirtarelettä. Tuulivoimalähdöllä on käytössä suunnattu ylivirta-

60 51 rele. Sähköaseman kiskosuojana on erillinen suojakomponentti, joka asetetaan luvussa 7.4 toimimaan selektiivisesti muiden suojien kanssa. Eri relekomponentit on sijoitettu kuvassa 7.2 näkyvien alijärjestelmien sisälle. Tuulivoimalat on niin ikään sijoitettu omiin alijärjestelmiinsä ja alijärjestelmät ovat liitetty verkkoon mekaanisien kytkinkomponenttien ohjaamana. Voimaloiden yhtäaikainen verkkoon liittyminen tai verkosta irtoaminen on harvinaista, jolloin hetkellisten transientti-ilmiöiden tarkastelu voimalakohtaisesti on helposti toteutettavissa mekaanisten kytkinten avulla. Tuulivoimaloiden alijärjestelmän sisältöä on esitetty kuvassa 7.3 Kuva 7.3 Suoraan verkkoon kytkettävän tuulivoimalan malli Tuulivoimalan generaattorina simuloinneissa käytetään tavallista 3 MW:n oikosulkugeneraattoria. Erillisellä PSCAD:n multimass-komponentilla kuvataan generaattorin akselilla olevien massojen dynamiikkaa. Generaattori asetetaan aluksi pyörimään tietyllä alkunopeudella, jonka jälkeen se vapautetaan pyörimään momenttiohjeen mukaisesti. Momentin suuruus voi muuttua tuulen nopeuden muuttuessa tai generaattorin pyörimisnopeuden muuttuessa. Mallissa ei ole käytetty pyörimisnopeutta rajoittavaa säätöä, joten katkaisijan avauduttua generaattorin pyörimisnopeus kasvaa rajoittamattomasti. Generaattorin loistehoa kompensoidaan mallissa erillisellä laskentalohkolla. Laskentalohko saa sisääntulona generaattorin hetkellisen loistehon arvon, jonka mukaan automaattisesti valitaan kompensointikondensaattoreiden lukumäärä. Tuulivoimaloiden alijärjestelmät sisältävät myös voimaloiden relesuojauksen, joka on esitetty kuvassa 7.4

61 52 Kuva 7.4 Tuulivoimaloiden relekomponentit Kuvan 7.4 mukaisille relekomponenteille tuodaan sisääntuloina tuulivoimaloiden jännite- ja virtatiedot. Maasulkureleellä on valittavissa kolme eri releasettelua. Releiden laukaisusignaalit ohjaavat voimalan pienjännitepuolen katkaisijan toimintaa. 7.2 Simulointimallin todennus Simulointimallin todennus toteutetaan vertaamalla eri solmupisteiden simuloimalla saatuja arvoja verkkotietojärjestelmästä saatuihin arvoihin. Koska Loukeenvuoren perustilanteen verkko ei vielä tässä vaiheessa hanketta ole hahmottunut lopulliseen muotoonsa, simulointimallin oikeellisuuden todentamista yksinkertaistetaan ja simuloinnin avulla selvitetään perustilanteessa ainoastaan voimaloiden liittymispisteen oikosulkutehon suuruus. Oikosulkutehon suuruus saadaan mallissa selville simuloimalla kolmivaiheinen oikosulku tapahtumaan aivan tuulivoimalähdön lopussa. Kuvassa 7.5 on esitetty kolmivaiheisen oikosulkuvirran suuruutta liittymispisteessä.

62 53 Kuva 7.5 Liittymispisteen kolmivaiheinen oikosulkuvirta Kuvan 7.5 mukaisesti liittymispisteen kolmivaiheinen oikosulkuvirta on 1869 A. Oikosulkuvirran avulla voidaan laskea liittymispisteen oikosulkuteho. S k 3 *20500V *1869A 66, 4MVA 7.3 Verkkoliitynnän suunnittelu Verkkoliitynnän suunnittelussa tarkastellaan verkon sähköteknistä sopivuutta Loukeenvuoren tuulivoimaloiden liittämiselle. Suunnittelussa huomioidaan luvussa viisi esitettyjä sähkönlaadullisia vaikutuksia sekä tarkastellaan eri verkkokomponenttien kestoisuuksia voimaloiden liittämisen jälkeen. Suunnitelmassa esitetään sekä laskennalliset että simuloimalla saadut arvot Kuormitusvirtojen muutokset Perustilanteessa kuormitusvirtojen kasvusta ei aiheudu ongelmaa, sillä verkko mitoitetaan juuri tuulivoimatuotantoa silmällä pitäen. Kuormitusvirta voimaloiden liittämisen jälkeen johtolähdöllä voidaan laskea seuraavasti Sn 6MVA I n 169A 3 * U *cos 3 * 20,5kV *1,00 n

63 54 Tuulivoimalähdön johdintyyppi on taulukon 7.1 mukaisesti MAX 120, jonka suurin sallittava kuormitusvirta on 265 A. Simulointitulokset vastaavat erittäin hyvin laskennallista arvoa. Kuvassa 7.6 on esitetty kuormitusvirran kuvaaja ajan funktiona. Ajanhetkellä 2,5 s kytketään tuulivoimalat kiinni sähköverkkoon. Kuva 7.6 Kuormitusvirran kasvu tuulivoimalähdöllä Kuvan 7.6 tilanteessa tuulivoimaloiden käynnistysvirtaa ei rajoiteta mitenkään, jonka vuoksi käynnistysvirta kuvan tilanteessa on merkittävän suuri. Käyttämällä voimaloissa erillisiä pehmokäynnistimiä käynnistysvirta saadaan rajoitettua nimellisvirran suuruiseksi. Kuormitusvirta on tuulivoimalähdöllä simulointien perusteella 163 A. Tästä voidaan määrittää tuulivoimalan käynnistysvirtakerroin, jonka suuruudeksi saadaan i suhde 520A 3,2 163A Käynnistysvirtakertoimen avulla määritetään luvussa voimalan käynnistymisestä aiheutuvan nopean jännitemuutoksen suuruus Pysyvä jännitetason muutos Luvussa esitettiin tuulivoimalan nostavan pysyvästi verkon jännitetasoa lähialueellaan. Yhtälön (5) mukaisesti voimaloiden liittäminen aiheuttaa pysyvän jännitetason muutoksen johdon loppupäässä, jonka suuruudeksi saadaan 1,00 tehokertoimella ja taulukon 7.1 mukaisilla johdintiedoilla.

64 55 U S 8 *0,252 ( R *cos X *sin ) km *1,00 6MVA * km *100% U 20,5kV n * 2 2 2,88% Energiateollisuuden suunnittelutyön tueksi laatiman ohjeistuksen mukaisesti Ohje verkon suunnittelijoille tuotannon liittämisestä [16] saisi jännitetason nousu olla 5 % johtolähdöllä, johon ei ole liittynyt muita asiakkaita. Simuloimalla pysyvää jännitetason nousua Loukeenvuoren tuulivoimaloiden liittymispisteessä saadaan kuvan 7.7 mukainen kuvaaja. Kuva 7.7 Pysyvä jännitetason nousu perustilanteessa Ajanhetkellä 2,5 s molemmat tuulivoimalat liitetään samanaikaisesti verkkoon. Kuvasta 7.7 saadaan laskettua simuloimalla saatu jännitetason prosentuaalinen kasvu U 1,008 0,982 2,65% 0,982 Jännitetason nousu tuulivoimaloiden liittymispisteessä ei siten muodostu ongelmalliseksi Loukeenvuoren perustilanteen tarkasteluissa ja suunnitteluperusteissa määritetty kaapelivahvuus on voimaloiden ja aseman väliseen kaapelointiin on sopiva Nopeat jännitemuutokset Nopeista jännitemuutoksista aiheutuvan välkynnän määrittämiseen soveltuvat yhtälöt esitettiin luvussa 5. Loukeenvuorelle tulevien tuuliturbiininen valmistajaa ei vielä tätä diplomityötä tehdessä tiedetä, joten laskuissa käytetään arvioita turbiinin ominaisuuksis-

65 56 ta riippuvien arvojen suuruudesta. Arviot pohjautuvat erään valmistajan 2,5 MW:n tuulivoimalan tyyppitestauskokeessa mitattuihin arvoihin, jotka olivat käytettävissä tätä työtä tehtäessä. Jatkuvan käytön häiritsevyysindeksiksi saadaan, P st P lt 1 S k * N wt i1 c, v i k a * S n, i 2 1 * 66,4 MVA 2 2 4,5*3 MVA 4,5*3 MVA 0, 29 Kytkentätoimenpiteissä lyhytaikaiseksi häiritsevyysindeksiksi saadaan P st 18 * Sk N wt i1 N 10, i * k f, i k * S n, i 3,2 0, ,4 * MVA 3,2 3,2 0,31 1* 0,2*3 MVA 1* 0,2*3 MVA 0, 18 Kytkentätoimenpiteissä pitkäaikaiseksi häiritsevyysindeksiksi saadaan P lt 8 S k * N wt i1 N 120, i * k f, i k * S n, i 3,2 0, ,4 * MVA 3,2 3,2 0,31 12* 0,2*3 MVA 12* 0,2*3 MVA 0, 19 Standardin SFS-EN mukaan pitkäaikaisen välkynnän häiritsevyysindeksin tulee olla alle yhden 95 % ajasta. Verkkoyhtiöillä voi olla omia vaatimuksia siitä, kuinka paljon lyhyt- ja pitkäaikaiset häiritsevyysindeksit saavat asiakkaan liittymispisteessä olla. Energiateollisuuden laatiman ohjeistuksen mukaan raja-arvona pitkäaikaiselle häiritsevyysindeksille voidaan käyttää suuruusluokkaa 0,1-0,3. Heikoissa jakeluverkoissa välkyntä voi muodostua tuulivoimaloiden liittämistä rajoittavaksi tekijäksi. Välkyntä ei aiheuta ongelmia Loukeenvuoren perustilanteessa, mutta voimalatyypin varmistuttua on välkynnän suuruutta syytä arvioida uudelleen. Voimalan käynnistymisestä aiheutuvaa jännitetason nopeata muutosta voidaan arvioida yhtälön 6 mukaisesti. Loukeenvuoren perustilanteessa käynnistyksen aiheuttama nopea jännitemuutos on siten

66 57 U Sn 3MVA 20,5 isuhde* * U v 3,2* * kv 1, 71kV S 66,4MVA 3 k josta prosentuaaliseksi muutokseksi saadaan 1,71 *100% 20,5 8,3% VJV 2013 mukaan jännitteen muutos referenssipisteessä saa olla korkeintaan 3 %. Tästä johtuen Loukeenvuorella on käytettävä käynnistysvirtaa rajoittavaa pehmokäynnistintä. Sen avulla käynnistysvirtakerroin saadaan rajoitettua arvoon yksi, jolloin jännitteenmuutoksen suuruus saadaan rajoitettua alle suurimman sallittavan Yhteenveto verkkoon liittämisestä perustilanteessa Verkkoon liittämisen tarkasteluissa keskityttiin simuloimaan tuulivoimaloiden verkkoon liittämisen aiheuttamia ilmiöitä yksinkertaisella verkkotopologialla. Verkon mitoitus toteutetaan nimenomaan tuulivoimaloiden liittämistä silmällä pitäen, jolloin sen sähkötekninen riittävyys on kaikissa tapauksissa kunnossa. Simulointimallin toiminnan ja eri komponenttien vaikutuksen arviointi on kuitenkin helpompi toteuttaa yksinkertaisemmalla simulointimallilla. Simulointitulosten mukaan päästiin Loukeenvuoren perustilanteen tarkasteluissa alle suositusarvojen, jolloin tuulivoimaloiden liittäminen on sähköteknisesti mahdollista. 7.4 Suojauksen suunnittelu Suojauksen on toimittava aukottomasti ilman tuulivoimaloita ja tuulivoimaloiden kanssa. Releasetteluja määriteltäessä lähdettiin liikkeelle tällä hetkellä Järvi-Suomen Energialla käytössä olevilla asetuksilla ja simulointiin niiden toimivuutta tuulivoimaloiden kanssa. Malliin sisällytettiin molemmille johtolähdöille omat suojaukset sekä kiskosuoja. Tuulivoimaloiden liittymispisteen suojaus toteutettiin siten, että tuulivoimaloiden oma suojaus asetettiin voimalan pienjännitepuolelle. Sähköaseman releasetteluina käytettiin taulukossa 7.4 esitettyjä arvoja.

67 58 Taulukko 7.4 Perustilanteen alkuperäiset releasettelut sähköasemalla Suojarele Asettelu Kiskosuoja Ylivirtarele Tuulivoimalähdön suoja Viereisen johtolähdön suoja Aikalaukaisu Virta-asettelu 0,4 ka 0,25 ka 0,2 ka Toiminta-aika 1,0 s 0,5 s 0,5 s Momenttilaukaisu Virta-asettelu 3 ka 2 ka 2 ka Toiminta-aika 0,2 s 0,2 s 0,2 s Maasulkurele I f 3 A 1,0 A 1,0 A Asetus 1 Toiminta-aika 1,0 s 0,5 s 0,5 s U 0 1,15 kv 1,15 kv 1,15 kv Taulukossa 7.4 maasulkureleelle on annettu asettelut maasulkuvirralle I f sekä nollajännitteelle U 0.

68 59 Tuulivoimaloissa käytettiin taulukon 7.5 mukaisia releasetteluja. Taulukko 7.5 Tuulivoimaloiden releasettelut perustilanteessa Jänniterele Ylijännite Alijännite Jänniteasettelu 1,1 p.u. 0,85 p.u. Toiminta-aika 1,5 s 10,0 s Jänniteasettelu 1,15 p.u. 0,5 p.u. Toiminta-aika 0,15 s 0,5 s Taajuusrele Ylitaajuus Alitaajuus Taajuusasettelu 50,3 Hz 49,0 Hz Toiminta-aika 30 s 60 s Taajuusasettelu 53,0 Hz 47,5 Hz Toiminta-aika 0,3 s 0,2 s Maasulkurele I f 2,5 A Releasetus 1 Toiminta-aika 0,5 s U 0 0,01 kv Käänteisaikaylivirtarele 3,18 ka Releasetus 1 Toimintakäyrä Normal inverse k 0,2 I s Suojauksen toimivuus varmistetaan seuraavissa luvuissa simuloimalla verkkoon tyypillisiä ja verkon kannalta pahimpia vikatilanteita Kaksivaiheinen oikosulku tuulivoimaloiden liittymispisteessä Johtolähdön ylivirtasuojauksen on havaittava pienin mahdollinen lähdöllä esiintyvä oikosulkuvirta. Tämä todennettiin simuloimalla kaksivaiheinen oikosulku tapahtumaan aivan johtolähdön lopussa. Kuvassa 7.8 on johtolähdön suojauksen havaitsema vikavirta kaksivaiheisen oikosulun aikana, kun tuulivoimalat eivät ole kytkeytyneenä verkkoon.

69 60 Kuva 7.8 Johtolähdön suojan havaitsema vikavirta johtolähdön lopussa tapahtuvan kaksivaiheisen oikosulun aikana Perustilanteessa kaksivaiheisen oikosulun havaitseminen johtolähdön lopussa ei ole ongelmallista, sillä oikosulkuvirran suuruus on kuvan 7.9 mukaisesti 1619 A. Ylivirtareleen havahtumis- ja laukaisusignaalit ovat esitetty kuvassa 8.5. Start Kaksivaiheinen oikosulku Trip Kuva 7.9 Ylivirtareleen havahtumis- ja laukaisusignaalit Kuvan 7.9 mukaisesti vika alkaa ajanhetkellä 3,0 s, jolloin rele havahtuu ja laukaisu tapahtuu asettelun mukaisesti 0,5 sekunnin kuluttua havahtumisesta. Koska tuulivoima-

70 61 lähdöllä ei ole jälleenkytkentöjä käytössä, pysyy ylivirtarele lauenneena koko loppusimuloinnin ajan. Tuulivoimaloiden verkkoon liittämisen jälkeen simuloidaan kaksivaiheinen oikosulku johtolähdön lopussa ja verrataan simulointien tuloksia edellisiin. Kuvassa 7.10 on esitetty johtolähdön ylivirtareleen havaitsema vikavirta kaksivaiheisen oikosulun aikana, kun tuulivoimalat ovat liitettyinä verkkoon Kuva 7.10 Johtolähdön suojan mittaama vikavirta johtolähdön lopussa tapahtuvan kaksivaiheisen oikosulun aikana kun tuulivoimalat ovat liitetty verkkoon. Johtolähdön releen mittaama oikosulkuvirta on kuvan 7.10 mukaan 1555 A. Tuulivoimalat pienentävät oikosulkuvirtaa vain noin 64 A verran, joten ne eivät vaikuta johtolähdön suojauksen toimivuuteen. Johtolähdön lopussa tapahtuvan kaksivaiheisen oikosulun aikana myös tuulivoimalan relesuojaus toimii irrottaen tuulivoimalat verkosta. Kuvassa 7.11 on esitetty tuulivoimalan suojina käytettävien releiden laukaisusignaalit.

71 62 Rele_Tuulivoimala V_T F_T E_T I_T Kuva 7.11 Tuulivoimaloiden releiden laukaisusignaalit Kuten kuvasta 7.11 huomataan liittymispisteessä tapahtuvan kaksivaiheisen oikosulun aikana sekä jänniterele että taajuusrele laukeavat taulukon 7.1 mukaisilla releasetteluilla Yksivaiheinen maasulku johtolähdön lopulla Maasulkusuojauksen toimivuutta simuloitiin yksivaiheisessa maasulussa johtolähdön lopulla. Aluksi suojauksen asetteluiden toimivuus varmistetaan tilanteessa kun tuulivoimalat eivät ole kytkettyinä verkkoon. Maasulkureleen toiminta perustuu nollajännitteen ja nollavirran mittaukseen sähköasemalla. Yksivaiheisen maasulun aikana, kun vikaresistanssia ei ole, vikaantuneen vaiheen jännite putoaa nollaan ja kahden muun vaiheen jännitteet kohoavat pääjännitteen suuruisiksi kuvan 7.12 osoittamalla tavalla

72 I [A] U [kv] Vaihejännitteet maasulun aikana Ua Ub Uc t [s] Kuva 7.12 Tuulivoimalähdön vaihejännitteet yksivaiheisen maasulun aikana Vaihevirroissa esiintyy yksivaiheisen maasulun aikana pieniä transientteja, mutta virrat pysyvät kuitenkin niin matalina ettei ylivirtarele laukea. Vaihevirtojen muutos maasulun aikana ilman tuulivoimaloita on esitetty kuvassa Vaihevirrat maasulun aikana Ia Ib Ic t [s] Kuva 7.13 Tuulivoimalähdön vaihevirrat yksivaiheisen maasulun aikana Tuulivoimalähdön maasulkureleen mittaama nollavirta, kun yksivaiheisen maasulku tapahtuu tuulivoimaloiden liittymispisteessä on esitetty kuvassa 7.14.

73 64 Kuva 7.14 Maasulkureleen mittaama nollavirta maasulun aikana Kuvan 7.14 mukaan maasulkuvirta tuulivoimalähdön lopussa tapahtuvan yksivaiheisen maasulun aikana on noin 2,0 A. Nollavirran laukaisurajana käytetty 1,0 A on siten riittävä asetteluarvo lähdön maasulkusuojaukselle. Maasulkutilanteessa usein kuitenkin esiintyy vikaresistanssia, joka pienentää nollavirtaa yhtälön 13 mukaisesti. Loukeenvuoren perustilanteen tarkasteluissa käytettiin vikaresistanssia 500 Ω, jolloin maasulkuvirta putosi kuvan 7.15 mukaisesti noin 0,5 A. Kuva 7.15 Maasulkureleen mittaama nollavirta maasulun aikana, kun vikaresistanssi on 500 Ω

74 65 Maasulkureleen nollavirran asetteluarvon pienentäminen alle 1 A ei ole kannattavaa, sillä silloin riski turhista verkosta irtoamisille kasvaa huomattavasti. Johtolähtöjen Loukee1 ja Loukee2 tuottamaa maasulkuvirtaa saadaan kasvatettua maakaapelointia lisäämällä. Tämän vuoksi Loukeenvuoren sähköasemalle liitettävien johtolähtöjen nykyisen sijainnin ja sähköaseman välisen osuuden rakentaminen suositeltaisiin tehtäväksi maakaapelina. Johtolähdön suoja toimii kuitenkin taulukon 7.4 asettelujen mukaisesti 0,5 sekunnin kuluttua vian alkamisesta. Tuulivoimalat syöttävät vikavirtaa vielä niin kauan kunnes niiden taajuusreleet toimivat johtolähdön releen toimimisen johdosta. Maasulkutilanteiden havaitseminen tuulivoimaloiden releillä voidaan toteuttaa tuulivoimaloiden keskijännitepuolelle asetettavien nollajännitereleiden avulla. Nollajännite on samansuuruinen koko galvaanisesti yhteen kytketyssä keskijänniteverkossa. Tästä syystä yksi nollajännitemittaus riittää molemmille tuulivoimaloille. Selektiivisyys saavutetaan pidentämällä nollajännitemittaukseen perustuvan releen toiminta-aikaa pidemmäksi kuin johtolähdön suunnatun maasulkureleen toiminta-aika. Toiminta-aikaa pidentäessä on syytä huomioida kosketus- ja askeljännitevaatimusten täyttyminen. Nollajännitereleen aikahidastus ei kuitenkaan saa ylittää sähköaseman kiskosuojan asetteluarvoa (1 s.), joten sen toiminta-aikana voidaan käyttää 0,75 s. Nollajännitereleen lisäksi tuulivoimaloiden maasulkusuojaus voitaisiin toteuttaa myös tietoliikenteeseen perustuvalla ratkaisulla Viereisen johtolähdön vikatilanne Viereisen johtolähdön vikatilanteen vaikutus tuulivoimalähtöön esitettiin luvussa Loukeenvuoren perustilanteessa simuloitiin kolmivaiheinen oikosulku tapahtumaan aivan viereisen Loukee 1-johtolähdön alussa. Tuulivoimalat syöttävät vikavirtaa johtolähdöltä sähköasemalle päin, jolloin tuulivoimalähdön ylivirtarele voi laueta turhaan. Kuvassa 7.16 on kuvattu tuulivoimaloiden syöttämää vikavirtaa viereisellä lähdöllä tapahtuvan kolmivaiheisen oikosulun aikana. Oikosulku tapahtuu ajanhetkellä 5.0 s.

75 66 Kuva 7.16 Tuulivoimaloiden syöttämä vikavirta viereisen johtolähdön kolmivaiheisessa oikosulussa Kuvan 7.16 mukaisesti tuulivoimaloissa käytettävät oikosulkugeneraattorit syöttävät vikavirtaa vain noin 100 ms ajan, jonka vuoksi tuulivoimalähdön suojaus ei ehdi toimia viereisen lähdön vikaantuessa. Kaksivaiheisen oikosulun aikana kaikki tuulivoimakäytöt syöttävät jatkuvaa vikavirtaa vian poistumiseen saakka. Jatkuva vikavirran syöttö voi aiheuttaa tuulivoimalähdön releen turhan laukaisun, mikäli tuulivoimalähdön releen toiminta-ajat ovat muita lähtöjä pienemmät. Kuvassa 7.17 on esitetty tuulivoimalähdön releen mittaama vikavirta viereisellä johtolähdöllä tapahtuvan kaksivaiheisen oikosulun aikana. Kuvassa kaksivaiheinen oikosulku tapahtuu ajanhetkellä 5.0 s ja viereisen johtolähdön suojaus toimii siitä 0,5 sekunnin kuluttua.

76 I [A] k Ia Vieresisen johtolähdön vika 0.4k 0.2k k -0.4k -0.6k -0.8k -1.0k t [s] Kuva 7.17 Tuulivoimaloiden syöttämä vikavirta viereisen johtolähdön kaksivaiheisessa oikosulussa Kuvasta 7.17 huomataan ero kolmivaiheiseen vikatilanteeseen verrattuna, sillä tuulivoimalat syöttävät jatkuvaa vikavirtaa niin kauan kun viereisen johtolähdön suojaus toimii. Tuulivoimalähdön ylivirtareleen mittaaman virran tehollisarvo vian aikana on simulointien mukaan 285 A. Koska tuulivoimalähdön ylivirtareleen aikalaukaisun virtaasettelu on taulukon 7.4 mukaisesti 250 A ja toiminta-ajat yhtä suuret on mahdollista, että tuulivoimalähtö irtoaa tarpeettomasti verkosta. Tämän vuoksi tuulivoimalähdön katkaisijan toiminta-aikaa tulee hieman kasvattaa, jotta varmistutaan viereisen lähdön suojan varhaisemmasta laukeamisesta tai ottaa käyttöön suunnatut ylivirtasuojat. Hankalampi tilanne suojauksen selektiivisyyden kannalta on vielä silloin kun viereisen lähdön vikapaikka on hieman kauempana asemasta. Tällöin lähdön suojaus toimisi aikalaukaisulla, jolloin epäselektiivisyys olisi todennäköisempää. Häiriöttömän toiminnan varmistamiseksi johtolähdön ylivirtareleenä suositellaan kuitenkin käytettävän virran suunnan tunnistavaa suunnattua ylivirtarelettä, jonka avulla vältetään turhat tuotannon keskeytykset viereisen johtolähdön vikatilanteissa Takasyöttö kiskoviassa Sähköaseman kiskon vikatilanteessa toimii syöttävässä kennossa sijaitseva ylivirtasuoja. Tällöin on tärkeää, että ainakin tuotantoa sisältävät johtolähdöt erotetaan verkosta, jotta vältyttäisiin vaaratilanteilta. Loukeenvuoren perustilanteessa tämä varmistetaan toteuttamalla siirtolaukaisu kiskoreleeltä kaikille johtolähtöjen katkaisijoille. PSCAD-malliin siirtolaukaisua kuvataan yksinkertaista TAI-operaattoria käyttämällä.

77 68 Kuvassa 7.18 on kuvattu siirtolaukaisun toteutustapaa simulointimallissa. Kuva 7.18 Siirtolaukaisun toteutus simulointimallissa Kuvan 7.18 mukaisesti tuulivoimalähdön katkaisija saa laukaisukäskyn omista suojausasetteluistaan tai kiskokatkaisijalta. Kiskokatkaisijan signaaliin on lisätty erillinen viive-komponentti kuvaamaan siirtolaukaisuun kuluvaa aikaa Yhteenveto perustilanteen suojauksesta Perustilanteen suojauksen toimivuus testattiin toteuttamalla erityyppisiä vikatilanteita jakeluverkon alueella ja seurattiin eri releiden toimintaa vikatilanteiden aikana. Alkuperäiset taulukossa 7.4 esitetyt releiden asetteluarvot toimivat, joten niihin ei tarvitse tehdä muutoksia. Oikosulkusuojana tuulivoimalähdöllä suositellaan käytettävän suunnattua ylivirtasuojaa kahdella eri portaalla. Nopeampi toiminta suojaa alkupään 3-vaiheisissa oikosuluissa lähtöä ja hitaammalla portaalla suojataan koko johtolähtöä kaksivaiheisen oikosulun aikana. Koska perustilanteessa tuulivoimalähdöllä ei ole muita asiakkaita, voidaan releen asettelua tiukentaa huomattavasti. Kuormitusvirran ja pienimmän mahdollisen oikosulkuvirran väliin jäävän marginaalin kaventaminen on oman johtolähdön tilanteessa suositeltavaa. Maasulkusuojaus toteutetaan sähköasemalla johtolähtöjen suunnatuilla maasulkureleillä. Simuloinnit toteutettiin aluksi ilman vikaresistanssia ja sen jälkeen vikaresistanssin arvolla 500 Ω. Tuulivoimaloiden maasulkusuojana käytettiin keskijännitemuuntajan yläjännitepuolelle asetettavaa nollajännitemittaukseen perustuvaa relettä. Tuulivoimaloiden maasulkusuojana voitaisiin käyttää myös tietoliikennepohjaisia ratkaisuja, jossa sähköaseman maasulkureleen laukaisusignaalit lähetettäisiin tuulivoimaloiden suojaukselle. Kolmen johtolähdön sähköasemalla voi tulla ongelmia maasulkuvikojen havaitsemisessa. Erityisesti tilanteissa, joissa vikaresistanssi on suuri, voi maasulkutilanne jäädä helposti havaitsematta, koska muiden johtolähtöjen syöttämä maasulkuvirta on suhteellisen pientä. Maakaapeloinnin lisääminen kasvattaa maasulkuvirtaa karkeasti arvioituna 4 A/km, joten Loukeenvuoren sähköasemalle liitettävien kahden johtolähdön alkuosa suositellaan rakennettavan maakaapelista. Saareketilanne ei muodostu perustilanteen tarkasteluissa ongelmaksi, koska johtolähdöllä ei ole muuta kuormitusta. Johtolähdön suojan toimittua taajuus lähdöllä nousee, jolloin tuulivoimaloiden taajuusreleet laukeavat. Siirtolaukaisun avulla vältytään saare-

78 ketilanteen muodostumiselta kiskoa syöttävän katkaisijan avautuessa. Saarekekäytön estosuojausta simuloidaan tarkemmin seuraavassa luvussa, jossa samalla johtolähdöllä tuulivoimatuotannon lisäksi on myös muita kuluttajia Koska tuulivoimalähtö on kokonaisuudessaan maakaapelia, ei tarvetta jälleenkytkentöjen käytölle esiinny. 69

79 70 8 CASE: LOUKEENVUOREN TUULIPUISTON KORVAUSTILANNE Korvaustilanteessa tuulivoimalat liitetään olemassa olevan Vehmaan sähköaseman johtolähdölle, joka sisältää myös muita asiakkaita. Korvaustilanne voidaan ottaa käyttöön tilanteissa, jolloin Loukeenvuoren sähköasema on esimerkiksi vika- tai huoltotilanteen takia pois käytöstä. Simulointien avulla pyritään varmistamaan tuulivoimaloiden oikeanlainen toiminta verkkoon liittämisen jälkeen. Simuloinneissa tarkastellaan vastaavia tapauksia kuin perustilanteessa ja niiden lisäksi sellaisia tilanteita, jotka tulee ottaa huomioon liitettäessä tuulivoimaloita sellaiselle johtolähdölle, jossa on tuotannon lisäksi myös kuormitusta. 8.1 Tarkasteltava verkkomalli Korvaustilanteen verkkomalli koostuu Vehmaan sähköasemasta, joka sisältää seitsemän johtolähtöä. Tuulivoimalat sijoitetaan Nääringin johtolähdölle ja se kuvataan simulointimalliin yksityiskohtaisesti. Viereinen johtolähtö kuvataan ainoastaan yhtenä johtona, jonka päässä on koko johtolähdön yhteenlaskettu kuormitus. Näin voidaan mallintaa tuulivoimalalähdön havaitsemat viereisen johtolähdön vikatilanteet. Kolmannella johtolähdöllä kuvataan koko muuta taustaverkkoa, eli kaikkien loppujen johtolähtöjen yhteenlaskettua kuormitusta. Sen lisäksi taustaverkkoon lisätään kapasitanssia tuottamaan taustaverkon syöttämää maasulkuvirtaa. Kuvassa 8.1 on esitetty kuva korvaustilanteen verkkotopologiasta.

80 71 Kuva 8.1 Korvaustilanteen verkkomalli Verkkokuva korvaustilanteesta on esitetty liitteessä 2. Syöttävän verkon arvot ovat Vehmaan sähköasemalla samat kuin perustilanteen tarkasteluissa. Vehmaan sähköaseman päämuuntaja on 16 MVA:n kaksikäämimuuntaja, jonka yläjännitepuoli on Loukeenvuoren päämuuntajan tapaan kytketty tähteen ja alajännitepuoli kolmioon (YNd11). Tuulivoimalähtöä kuvaavan johtolähdön tiedot on kerätty Järvi-Suomen Energian verkkotietojärjestelmästä. Taulukossa 8.1 on esitetty Nääringin johtolähdön rakenne ja tekniset tiedot solmuväleittäin. Taulukon solmuvälillä siirtyvät tehot ovat huipputehoja.

81 72 Taulukko 8.1 Nääringin johtolähdön eri solmupisteiden kuormitukset Solmuväli Johdintyyppi Pituus [m] Solmuvälillä siirtyvä teho [kva] 1-2 AHXAMK-W 3* SAX 3* AHXAMK-W 3* PAS Pigeon PAS Swan Swan (haara) Sparrow Swan Swan Swan Swan (haara) AHXAMK-W 3* Taulukon 8.1 mukaisista solmuväleillä siirtyvistä tehoista on laskettu jokaiselle solmupisteelle asetettavan kuormituksen suuruus. Solmupisteestä 13 lähtevä maakaapelihaara on piste johon tuulivoimalat tullaan sijoittamaan. Normaalissa käyttötilanteessa Nääringin johtolähdöllä on vielä noin 30 kilometriä pitkä haara, joka kuitenkin erotetaan siitä liitettäessä tuulivoimalat lähdölle (Liite 2). Kyseinen haara ei siten vaikuta korvaustilanteen tarkasteluihin. Ainoastaan Nääringin johtolähdön releasettelut on toteutettu siten, että vika havaitaan normaalissa käyttötilanteessa myös erotettavan haaran kaukaisimmassa pisteessä. Nääringin johtolähdön huipunkäyttöaika on verkkotietojärjestelmän mukaan 1789 tuntia. Huipunkäyttöajan ja huipputehon tulona saadaan vuoden aikana kulutetun energian määrä ja jakamalla se vuoden tunneilla saadaan yhden tunnin keskimääräinen teho. Nääringin johtolähdön keskiteho on siten P max E t k E P max * t k 452kW *1789h 808,6 MWh P E 808,6 MWh 92, kw ave t 365* 24h 3 Keskitehon suhde huipputehoon on näin ollen P ave P max 92,3 kw 452kW 20%

82 73 Keskimääräistä tehoa on käytetty simuloinneissa taustalla, kun on haluttu tarkastella tilanne, jossa tuulivoimalat tuottavat maksimitehon kuormituksen ollessa lähes pienimmillään. Luvun 8.3 verkkoon liitynnän simuloinnit on toteutettu maksimituotannon ja keskitehon simulointimallilla, jotta vaikutukset olisivat pahimmat mahdolliset. Viereisenä johtolähtönä tuulivoimalähdölle Vehmaan sähköasemalla toimii Mikkelin johtolähtö. Mikkelin johtolähdön pituus kokonaisuudessaan on 22,9 kilometriä ja se kuvataan yhtenä PAS 150 johtimena. Johtolähdöllä siirtyvä teho on yhteensä 1,7 MVA tehokertoimella 0,98. Vikatilanteiden simulointien kannalta johtolähdön malli muodostetaan kahdesta keskijännitejohdinkomponentista, jolloin vikapaikan sijainti saadaan määritettyä haluamalle kohdalle Mikkelin johtolähdön varrella. Loput Vehmaan sähköaseman johtolähdöt yhdistetään simulointimallissa yhdeksi lähdöksi. Taulukossa 8.2 on esitetty Vehmaan sähköaseman muiden johtolähtöjen tehoja pituustiedot. Taulukko 8.2 Vehmaan sähköaseman tiedot Johtolähdön nimi P [kw] Q[kVAr] S [kva] cos(φ) Pituus [m] Teollisuus 458,8 153,7 483,9 0, Joroinen 887,0 211,7 911,9 0, Juva 2466,9 533,4 2523,9 0, Liuna 379,1 90,5 389,8 0, Juva_ET 2508,5 546,5 2567,3 0, Yhteensä ,8 6876,8 0, Simulointimalliin lisättävä kolmas johtolähtö kuvaa koko muuta taustaverkkoa. Johtolähdön kokonaispituus on taulukon 8.2 mukaisesti 42,8 kilometriä ja yhteenlaskettu näennäisteho on 6,9 MVA. Simulointimalliin on rakennettu erillinen laskentalohko, jossa määritellään taustaverkkoon lisättävän kapasitanssin suuruus taustaverkon tuottaman maasulkuvirran perusteella.

83 74 Kuvassa 8.2 on esitetty perustilanteen PSCAD-simulointimalli. Kuva 8.2 PSCAD-malli korvaustilanteen simuloinneissa Kuvassa 8.2 Nääringin tuulivoimalähtö on kuvattu malliin tarkasti solmuväleittäin. Viereinen Mikkelin johtolähtö on erillisenä alijärjestelmänä muun taustaverkon tapaan. Tuulivoimaloiden haarajohto on liitetty solmupisteeseen numero 13.

84 I [A] Simulointimallin todentaminen Ennen tuulivoimaloiden liittämistä johtolähdölle todennetaan simulointimallin yhteneväisyys Järvi-Suomen Energian verkkotietojärjestelmästä saatujen tietojen kanssa. Oikosulkuvirrat eri solmupisteissä määritettiin PSCAD:ssä simuloimalla kolmivaiheinen oikosulku verkon jokaiseen solmupisteeseen. Tämän jälkeen piirrettiin perustaajuisen virran komponentin käyrämuodot samaan kuvaajaan. Kuvassa 8.3 on nähtävissä oikosulkuvirtojen suuruudet, jossa vaaka-akselin sekuntimäärä vastaa solmupisteen numeroa. 4.5k Solmupisteiden oikosulkuvirrat IF... IF... IF... IF... IF... IF... IF... IF... IF... IF... IF... IF... IF k 3.5k 3.0k 2.5k 2.0k 1.5k 1.0k 0.5k 0.0 t [s] Kuva 8.3 Oikosulkuvirtojen suuruudet eri solmupisteissä Kuvasta 8.3 poimitut tarkat kolmivaiheisen oikosulkuvirran arvot eri solmupisteissä sekä verkkotietojärjestelmästä saadut oikosulkuvirtojen arvot on esitetty taulukossa 8.3. Lisäksi taulukossa on laskettu simuloinnin ja verkkotietojärjestelmän arvojen prosentuaalinen eroavuus.

85 76 Taulukko 8.3 Solmupisteiden oikosulkuvirtojen suuruudet Solmupiste PowerGrid (I3k) [A] PSCAD (I3k) [A] Ero [%] , , , , , , , , ,6 10 (haara) , , , , PowerGrid-verkkotietojärjestelmän kolmivaiheiset oikosulkuvirrat ovat lähes poikkeuksetta suuremmat kuin PSCAD-simuloinneilla saadut tulokset. Tämä johtuu siitä, että verkkotietojärjestelmä olettaa jännitteen solmupisteissä olevan aina 1 p.u., kun taas PSCAD-simuloinneissa huomioidaan johtolähdöllä tapahtuva jännitteenalenema. Yllä olevasta taulukosta huomataan, että simulointimallin yhtenevyys verkkotietojärjestelmästä saatujen arvojen kanssa on kuitenkin riittävällä tasolla. Virheen suunta on kuitenkin suojaustarkastelujen kannalta hyvä, sillä suojauksen toimiminen pienemmillä vikavirroilla simulointimallissa tarkoittaa sitä, että suojaus toimisi myös verkkotietojärjestelmän mukaisessa sähköverkossa. 8.3 Verkkoliitynnän suunnittelu Verkkoliitynnän suunnittelu toteutetaan vastaavasti kuin perustilanteessa. Suunnittelun tuloksena saadaan selville mahdolliset tarpeet verkostomuutoksille korvaustilannetta varten Kuormitusvirtojen muutokset Kuormitettavuuden kannalta kriittisin osuus Nääringin johtolähdöllä on taulukon 8.1 mukaisesti lähdön loppupään avojohtoverkko, jossa on käytetty Swan-avojohtoa. Swanjohtimen maksimi kuormitusvirta on 155 A. Tuulivoimaloiden liittymispisteen kuormitusvirta, ennen voimaloiden kytkemistä verkkoon, on Järvi-Suomen Energian verkkotietojärjestelmän mukaan ainoastaan 2 A. Perustilanteessa todettiin laskemalla ja simuloimalla, että tuulivoimaloiden aiheuttamaa kuormitusvirran kasvu johtolähdöllä on noin

86 A. Koska Nääringin johtolähdön kuormitus on varsin pieni, kuormittaa tuulivoimalat pahimmassa tapauksessa johtimia lähes nimellisvirtansa verran. Tämän vuoksi tuulivoimaloiden liittäminen aiheuttaa solmuvälien 7-13 johtimien vahvistustarpeen Pysyvä jännitetason muutos Yhtälön (5) mukaisesti voimaloiden liittäminen aiheuttaa pysyvän jännitetason muutoksen johdon loppupäässä, jonka suuruudeksi saadaan 1,00 tehokertoimella ja taulukon 8.1 mukaisilla johdintiedoilla U S ( R *cos X *sin ) 7,25 *1,00 6MVA * *100 % U 20,5kV n * ,3 % Energiateollisuuden ohjeen mukaisesti jännitetason nousu johtolähdöllä, joka sisältää muita asiakkaita saisi olla enintään 2,5 %. Simuloitaessa tuulivoimaloiden vaikutusta jännitetasoon saadaan kuvan 8.4 mukainen tulos Kuva 8.4 Pysyvä jännitetason muutos tuulivoimaloiden liittymispisteessä korvaustilanteen aikana U 1,061 0,979 8,38% 0,979 Kuten laskennasta ja simuloinnista huomataan, aiheuttaa tuulivoimaloiden liittäminen huomattavan suuren jännitetason nousun liittymispisteessään ja sen läheisyydessä. Yhtälöstä 5 nähdään, että jännitetason nousua voidaan rajoittaa pienentämällä impedanssia sähköaseman ja liittymispisteen välillä. Kasvattamalla johtimien poikkipinta-

87 78 alaa pienennetään samalla sen impedanssia. Nääringin johtolähdön Swan-johtimet asettivat rajoitteita jo kuormitettavuutensa vuoksi. Vahvistamalla Swan johto-osuudet isompi poikkipintaiseen johtimeen saadaan jännitteen nousua rajoitettua riittävästi. Kuvassa 8.5 on simuloitu liittymispisteen jännitteen nousua, kun solmuvälien 7-13 johtimet on muutettu Pigeoniksi. Kuva 8.5 Pysyvä jännitetason muutos tuulivoimaloiden liittymispisteessä verkon vahvistamisen jälkeen U 1,015 0,979 3,68% 0,979 Jännitteennousu on edelleen liian korkea ohjearvoon nähden, mutta korvaustilanne on kuitenkin harvinainen, jolloin voidaan sallia hieman suuremmat jännitetason muutokset Nopeat jännitemuutokset Verkon vahvistamisen jälkeen tuulivoimaloiden liittymispisteen kolmivaiheinen oikosulkuvirta on simulointien mukaan 1307A. Liittymispisteen oikosulkutehoksi saadaan näin ollen S k 3 *20500V *1307A 46, 4MVA Välkynnän arvioimisessa käytetään perustilanteen tavoin esimerkkivoimalasta saatuja mittaustuloksia. Jatkuvan käytön häiritsevyysindeksiksi saadaan,

88 79 P st P lt 1 S k * N wt i1 c, v i k a * S n, i 2 1 * 46,4 MVA 2 2 4,5*3 MVA 4,5*3 MVA 0, 41 Kytkentätoimenpiteissä lyhytaikaiseksi häiritsevyysindeksiksi saadaan P st 18 * Sk N wt i1 N 10, i * k f, i k * S n, i 3,2 0, ,4 * MVA 3,2 3,2 0,31 1* 0,2*3 MVA 1* 0,2*3 MVA 0, 26 Kytkentätoimenpiteissä pitkäaikainen häiritsevyysindeksi on P lt 8 S k * N wt i1 N 120, i * k f, i k * S n, i 3,2 0, ,4 * MVA 3,2 3,2 0,31 15* 0,2*3 MVA 15* 0,2*3 MVA 0, 27 Heikon jakeluverkon johdosta jatkuvan tilan häiritsevyysindeksi nousee yli suurimman suositusarvon (0,3). Välkyntäkertoimen arvona käytettiin laskuissa vain arviota, joten perustilanteen tapaan voimalatyypin varmistuttua on välkynnän arviointi toteutettava uudelleen. Voimalan kytkemisestä aiheutuva nopea jännitemuutos on suuruudeltaan U Sn 3MVA 20,5 isuhde* * U v 3,2* * kv 2, 45kV S 46,4MVA 3 k josta prosentuaaliseksi muutokseksi saadaan 2,45 *100% 20,5 11,9% Käynnistyvirtaa rajoittamalla voidaan nopea jännitemuutos rajoittaa pienimmillään arvoon 3,7 %. Tämä on hiukan yli suurimman sallittavan arvon, joka voimalaitosten järjestelmäteknisissä vaatimuksissa on jännitemuutokselle asetettu.

89 Oikosulkukestoisuus Johdinten oikosulkukestoisuus tulee varmistaa liitettäessä suuritehoisia tuulivoimaloita verkkoon. Nääringin johtolähdöllä tapahtuva oikosulku kestää maksimissaan ylivirtareleen asetteluarvon ajan, eli 500 ms. Lisäksi huomioidaan katkaisijan toiminta-aika, jonka suuruutena laskuissa käytetään 100 ms. Nääringin johtolähdön oikosulkukestoisuudeltaan heikoimman johtimen yhden sekunnin suurin sallittu oikosulkuvirta on verkon muutoksen (SwanPigeon) jälkeen 8 ka. Yhtälön (16) mukaan saadaan suurimmaksi sallituksi oikosulkuvirran arvoksi I I t 8kA k1s kt 10, 3 0,6s ka Taulukosta 8.3 nähdään, että suurimmat verkossa esiintyvät oikosulkuvirrat jäävät selkeästi alle suurimman sallitun oikosulkuvirran. Tuulivoimaloiden tuottama oikosulkuvirta kasvattaa vikapaikan oikosulkuvirtaa etenkin kaksivaiheisen oikosulun aikana, mutta silti oikosulkuvirran suuruus ei ylitä suurinta sallittua arvoa Yhteenveto verkkoon liittämisestä korvaustilanteessa Tuulivoimaloiden liittäminen korvaustilanteessa nykyiseen verkkoon ei ole mahdollista. Heikoimpien avojohto-osuuksien kuormitettavuus ylittyy erityisesti tilanteissa, joissa lähdön kuormitus on pienimmillään ja tuulivoimalat tuottavat maksimitehonsa. Tästä johtuen Nääringin johtolähdön solmuvälien 7-11 johtimet tulee vaihtaa vahvempiin, esimerkiksi simuloinneissa käytettyyn Pigeon- johtimeen. Verkkoa vahvistamalla pienennetään samalla tuulivoimaloiden aiheuttamaa pysyvää jännitetason muutosta liittymispisteessään. Pysyvä jännitetason muutos on vahvistamisesta huolimatta suurempi kuin Energiateollisuuden ohjeistuksessa ilmoitettu, mutta korvaustilanteen harvinaisuuden vuoksi hieman korkeammat jännitetason muutokset ovat sallittuja. Välkynnän suuruudesta voidaan hankkeen tässä vaiheessa esittää vain karkeita arvioita, mutta laskennan mukaan jatkuvan tilan välkyntäindeksi kasvaa yli suositusarvojen. Mikäli Loukeenvuorelle valitaan jokin muu tuulivoimalatyyppi kuin simuloinneissa käytetty oikosulkugeneraattorimalli, voidaan myös tuotantoyksiköiden tuotantotehon muutosnopeuden säädön avulla vaikuttaa välkyntään liittyvien ongelmien ehkäisemisessä. Verkon vahvistuksen jälkeen kaikki johto-osuudet ovat oikosulkukestoisia, eikä näin ollen aseta rajoituksia tuulivoimaloiden verkkoon liittämiselle.

90 Suojauksen suunnittelu Korvaustilanteen suojauksen suunnittelussa toteutetaan samat asiat kuin perustilanteen tarkasteluissa. Niiden lisäksi varmistetaan suojauksen toimivuus luvussa 6.3 esitettyjen tyypillisimpien vikatilanteiden tapauksissa. Suojauksen suunnittelussa verkkomalliin on tehty edellisessä luvussa todettu tarpeellinen muutos, eli verkkoa vahvistettiin solmuväleillä Swan-johtimet korvattiin Pigeon avojohdolla, jolloin verkko täyttää paremmin sille asetetut sähkötekniset vaatimukset. Taulukkoon 8.4 on koottu tällä hetkellä Järvi-Suomen Energialla käytössä olevat suojausasettelut Nääringin ja Mikkelin johtolähdöillä Taulukko 8.4 Vehmaan sähköaseman releasettelut Suojarele Asettelu Kiskosuoja Näärinki Mikkeli Ylivirtarele Aikalaukaisu Virta-asettelu 0,4 ka 0,16 ka 0,24 ka Toiminta-aika 1,0 s 0,5 s 0,5 s Momenttilaukaisu Virta-asettelu 3 ka 1,4 ka 2 ka Toiminta-aika 0,2 s 0,3 s 0,3 s Maasulkurele I f 3,0 A 1,0 A 1,0 A Asetus 1 Toiminta-aika 1,0 s 0,5 s 0,5 s U 0 1,15 kv 1,15 kv 1,15 kv

91 82 Tuulivoimaloilla käytetään simuloinneissa taulukon 8.5 mukaisia releiden asetteluarvoja. Taulukko 8.5 Tuulivoimaloiden releasettelut Jänniterele Ylijännite Alijännite Jänniteasettelu 1,1 p.u. 0,85 p.u. Toiminta-aika 1,5 s 10,0 s Jänniteasettelu 1,15 p.u. 0,5 p.u. Toiminta-aika 0,15 s 0,4 s Taajuusrele Ylitaajuus Alitaajuus Taajuusasettelu 50,3 Hz 49,0 Hz Toiminta-aika 30 s 60 s Taajuusasettelu 53,0 Hz 47,5 Hz Toiminta-aika 0,3 s 0,2 s Maasulkurele I f 2,5 A Releasetus 1 Toiminta-aika 0,5 s U 0 0,01 kv Käänteisaikaylivirtarele 3,18 ka Releasetus 1 Toimintakäyrä Normal inverse k 0,2 I s Simulointien tuulivoimalat ovat identtisiä, joten niissä molemmissa on käytössä taulukon 8.5 mukaiset releasettelut.

92 Kaksivaiheinen oikosulku johtolähdön lopussa Ylivirtasuojauksen toimivuus todetaan simuloimalla kaksivaiheinen oikosulku tapahtumaan johtolähdön lopussa tilanteessa, jossa tuulivoimaloita ei ole kytketty verkkoon. Kuvassa 8.6 on johtolähdön suojauksen havaitsema vikavirta kaksivaiheisen oikosulun aikana. Kuva 8.6 Johtolähdön suojan mittaama vikavirta johtolähdön lopussa tapahtuvan kaksivaiheisen oikosulun aikana Kuvassa 8.6 tapahtuu kaksivaiheinen oikosulku johtolähdön lopulla ajanhetkellä 5 sekuntia. Lähdön suojaus toimii, jolloin katkaisija aukeaa 0,5 sekunnin kuluttua vian alkamisesta. Lähdöllä on myös jälleenkytkennät käytössä, joka huomataan siitä, että kuormitusvirta palautuu normaalille tasolleen yhden sekunnin kuluttua suojan laukeamisesta. Kuvasta 8.4 nähdään, että lähdön kuormitusvirta on noin 2,5 A. Kuormitusvirta on varsin pieni siitä syystä, että pitkä haarajohto erotetaan korvaustilanteessa liitteen 2 mukaisesti Nääringin johtolähdöstä, jolloin lähdön kuormitus kevenee merkittävästi. Lähdön pienin kaksivaiheinen oikosulkuvirta on 725 A. Releasetteluja suunniteltaessa ei näin ollen muodostu ongelmaa kuormitusvirran ja pienimmän mahdollisen oikosulkuvirran väliin jäävästä liian kapeasta marginaalista. Tämän jälkeen simuloidaan sama tilanne kuin edellä, mutta liitetään tuulivoimalat kiinni verkkoon. Kuvassa 8.7 on esitetty johtolähdön lopussa tapahtuva kaksivaiheinen oikosulku, kun tuulivoimalat toimivat nimellistehollaan.

93 84 Kuva 8.7 Johtolähdön suojan mittaama vikavirta johtolähdön lopussa tapahtuvan kaksivaiheisen oikosulun aikana Lähdön kuormitusvirta tuulivoimaloiden liittämisen jälkeen on noin 155 A. Tuulivoimalat pienentävät releen havaitsemaa vikavirtaa noin 170 A verran. Ylivirtasuojan aikalaukaisun asettelu taulukon 8.4 mukaisesti on 160 A. Marginaali kuormitusvirran ja aikalaukaisun välillä jää liian pieneksi, jolloin turhan laukaisun riski kasvaa oleellisesti. Verkkoon liittymisen suunnittelussa ehdotettiin verkon vahvistamista, joka kasvattaa kuormitusvirtaa sen verran, että johtolähdön suoja toimii pelkällä kuormitusvirralla. Mahdollisuuksien mukaan releelle tulee korvaustilanteessa asettaa erilliset taustaasettelut tai releen aikalaukaisuporrasta tulee nostaa esimerkiksi arvoon 200 A. Järvi- Suomen Energian verkkotietojärjestelmän mukaan pienin mahdollinen oikosulkuvirta Nääringin lähdöllä normaalissa käyttötilanteessa on 319 A. Tämä mahdollistaisi momenttilaukaisurajan kasvattamisen nykyisestä Yksivaiheinen maasulku tuulivoimalähdön lopussa Tuulivoimalähdön lopussa tapahtuvaa maasulkua simulointiin voimaloiden ollessa kytkettyinä verkkoon. Maasulkutilanteiden simuloinnissa verkkomallissa hyödynnetään erillistä laskentalohkoa, jonka avulla taustaverkkoon lisätään kapasitanssia kuvaamaan taustaverkon tuottamaa maasulkuvirtaa. Laskentalohkolle annetaan alkuarvona halutun suuruinen maasulkuvirran arvo, jonka taustaverkko tuottaa. Järvi-Suomen Energian verkkotietojärjestelmän mukaan taustaverkko tuottaa noin 12 A maasulkuvirtaa. Simuloitaessa yksivaiheinen maasulku tapahtumaan Nääringin johtolähdön lopulla saadaan kuvan 8.8 mukainen nollavirran ja nollajännitteen mittaustulokset.

94 85 Kuva 8.8 Nollavirran mittaus johtolähdön lopussa tapahtuvassa maasulussa Maasulkuvirran suuruus simulointien mukaan on 13,6 A. Nollajännitteen mittaustulos on esitetty kuvassa 8.9 Kuva 8.9 Nollajännitteen mittaus johtolähdön lopussa tapahtuvassa maasulussa Maasulkureleen toiminta simuloinneissa perustuu siihen, että nollavirran ja nollajännitteen arvot ylittävät niille asetetut asetteluarvot. Taustaverkon tuottaman maasulkuvirran suuruus on sen verran suuri, että maasulkujen havaitseminen ei muodostu ongelmalliseksi korvaustilanteen tarkasteluissa. Lisäämällä vikaresistanssia 500 Ω verran saadaan maasulkuvirran suuruudeksi 11 A ja nollajännitteen 9,8 kv. Maasulkusuojauk-

95 86 sen asettelujen ollessa 1 A ja 1,15 kv jää mittaustulosten ja asetteluiden väliin riittävän iso marginaali Viereisen johtolähdön vikatilanne Nääringin tuulivoimalähdön suojauksen ei tulisi toimia Vehmaan sähköaseman muiden johtolähtöjen vikatilanteissa. Kolmivaiheisen vian aikana tuulivoimaloiden syöttämä vikavirta on niin lyhytkestoista, ettei se vaikuta suojan toimintaan. Viereisen johtolähdön alussa tapahtuvan kaksivaiheisen oikosulun aikana tuulivoimalat syöttävät vikavirtaa niin kauan kunnes viereisen johtolähdön suojaus tai huonoimmassa tapauksessa oman johtolähdön suoja toimii. Oikosulkutilanne vastaa luvun tarkasteluja. Ongelmilta vältytään käyttämällä Nääringin johtolähdöllä suunnattua ylivirtarelettä sekä varmistukseksi pidennetään toiminta-aikaa esimerkiksi 200 ms pidemmäksi kuin muilla johtolähdöillä on käytössä. Toiminta-ajan pidentämisessä tulee huomioida johtimien oikosulkukestoisuudet Suojauksen sokaistuminen Sähköaseman suojauksen sokaistumisen riski esiteltiin luvussa Loukeenvuoren korvaustilanteen tarkasteluissa relesuojauksen sokaistumisen riskiä simuloitiin asettamalla kaksivaiheinen oikosulku tapahtumaan Nääringin johtolähdön lopussa. Kuvassa 8.10 on esitetty suojareleen mittaama kaksivaiheinen oikosulkuvirta. Kuva 8.10 Kaksivaiheisen oikosulkuvirran suuruus johtolähdön lopussa tapahtuvassa oikosulussa.

96 87 Kaksivaiheisen oikosulkuvirran suuruus on kuvan 8.10 mukaisesti 712 A. On huomioitava, että kaksivaiheisen oikosulkuvirran suuruus on lähes yhtä suuri kuin verkkomallin todennuksessa simuloitu kolmivaiheinen oikosulkuvirta siitä syystä, että verkkoa vahvistettiin todentamisen jälkeen. Tuulivoimala ei pysty tuottamaan kyseistä vikavirtaa, joten suojauksen sokaistumisesta ei muodostu ongelmaa Loukeenvuoren tarkasteluissa. Jos sähköaseman ja vikapaikan välinen impedanssi kasvaisi riittävän suureksi, olisi sokaistuminen silloin mahdollista Pikajälleenkytkentä Loukeenvuoren korvaustilanteen tarkasteluissa Vehmaan sähköaseman johtolähdöillä on jälleenkytkennät käytössä. Tuulivoimaloiden oman mekaanisen kestävyyden ja sähköverkon luotettavuuden kannalta on tärkeää, että voimalat irtikytkeytyvät verkosta jälleenkytkentöjen jännitteettömänä aikana. Simulointimalliin on toteutettu oma pikajälleenkytkentälohko, jonka avulla simuloidaan tuulivoimaloiden käyttäytymistä jälleenkytkennän aikana. Kuvan 8.11 jälleenkytkentälohkolla ohjataan sähköaseman relekomponentteja. Kuva 8.11 PSCAD-pikajälleenkytkentälohko Kuvan 8.11 mukaisessa tilanteessa pikajälleenkytkennän jännitteettömänä aikana on käytetty 0,5 sekuntia. Tuulivoimaloiden irtikytkeytyminen verkosta jännitteettömänä aikana varmistetaan simuloimalla maasulku Nääringin johtolähdölle. Kuvassa 8.12 ja 8.13 on esitetty sekä sähköaseman että tuulivoimaloiden releiden havahtumis- ja laukaisusignaalit.

97 88 Kuva 8.12 Sähköaseman releiden havahtumis- ja laukaisusignaalit Kuva 8.13 Tuulivoimaloiden releiden havahtumis- ja laukaisusignaalit Maasulku tapahtuu ajanhetkellä 3,0, jolloin sähköaseman maasulkurele kuvan 8.12 mukaisesti havahtuu. Laukaisu tapahtuu 0,3 sekunnin viiveen jälkeen ja jälleenkytkentä suoritetaan puolen sekunnin kuluttua laukaisusta. Kuvasta 8.13 nähdään, että tuulivoimaloiden taajuus- ja jännitereleet havahtuvat maasulun alkaessa ja laukeavat ennen pikajälleenkytkentää. Kasvattamalla jälleenkytkennän jännitteettömän ajan suuruutta varmistutaan, että ionisaatio poistuu ja valokaari ehtii varmuudella sammua.

98 Saarekekäytön estosuojaus Jokainen tuulivoimala, joka syöttää tehoa sähköverkkoon päin, on varustettava kuvan 5.1 vaatimusten mukaisesti yksinsyötön estosuojauksella. Saarekekäytön estosuojauksen toiminnan varmistamiseksi Loukeenvuoren tarkasteluissa käytetään taajuuden muutosnopeuteen ja jännitevektorin vaihesiirtoon perustuvaa relettä. Releet asetetaan molemmille tuulivoimaloille ja niiden asetukset on esitetty taulukossa 8.6. Taulukko 8.6 ROCOF- ja vektorihyppyreleen asettelut Suojarele Asettelu Toiminta-aika Taajuuden muutosnopeus 1 Hz/s 0,1 s Jännitteen vaihesiirto 6 - Simuloidaan tilannetta, jossa sähköaseman katkaisija aukeaa ja tuulivoimala jää syöttämään johtolähtöä saareketilanteeseen. Saareketilanteessa simuloitiin suojauksen toiminnan kannalta hankalinta tilannetta. Ainoastaan toinen tuulivoimala oli simuloinnin aikana kytkettynä verkkoon ja sen tehontuotanto pyrittiin asettamaan mahdollisimman lähelle vallitsevan kuormituksen kanssa. Normaalitilanteessa tuulivoimaloiden jänniterele havaitsee hetkellisen ylijännitteen ja laukaisee katkaisijan 0,15 sekunnin kuluttua vian sähköaseman katkaisijan avauduttua. ROCOF-releen lisäämisen johdosta saarekkeesta irtikytkeytyminen voidaan suorittaa nopeammin. Kuvassa 8.14 on esitetty taajuuden muutosnopeuden kuvaaja

99 90 Kuva 8.14 Taajuuden muutosnopeus suuruus sähköaseman katkaisijan avautuessa Sähköaseman katkaisija aukeaa kuvan 8.14 mukaisessa tilanteessa ajanhetkellä 3,0 s. ja ROCOF-releen asetteluarvo ylittyy jo ajanhetkellä 3,01 s. Saareketilanteen aika saadaan ROCOF-releen ansiosta lyhennettyä huomattavasti. Taajuuden muutosnopeuteen perustuvan releen heikkous on sen herkkyys muilla johtolähdöillä tapahtuvien vikatilanteiden aikana. Myös hetkelliset ohimenevät häiriöt omalla johtolähdölle saattavat aiheuttaa herkän saarekkeenestosuojan toiminnan. Saareketilanteessa pääverkko ja saareke voivat siirtyä epätahtiin toisiinsa nähden. Jälleenkytkeytyminen epätahdissa voi aiheuttaa suuria rasituksia generaattorille ja verkon muille komponenteille. Tämän vuoksi tahdistamaton jälleenkytkentä tulee estää käyttämällä tuulivoimaloissa myös erillistä tahtikäytön tunnistavaa synchronism check- relettä Yhteenveto korvaustilanteen suojauksesta Korvaustilanteen ylivirtasuojana suositellaan käytettävän suunnattua ylivirtarelettä. Kolmivaiheisen oikosulkuvirran arvot etenkin lähellä sähköasemaa tapahtuvissa vioissa ovat varsin suuria. Tuulivoimaloiden syöttämä vikavirta on kyseisissä vikatilanteissa varsin lyhytaikaista, kuten luvussa havaittiin. Tämän vuoksi releiden momenttilaukaisuporras voidaan asetella aivan kuten tilanteessa, jossa tuulivoimaloita ei olisi lainkaan johtolähdöllä. Kaksivaiheisen oikosulun aikana tuulivoimaloiden vaikutus vikavirtaan on suurempi. Tuulivoimalat pienentävät sähköaseman releen havaitsemaa vikavirtaa 170 A verran. Verkkotietojärjestelmän mukaan pienin kaksivaiheinen oikosulkuvirta Nääringin johtolähdöllä on normaalissa käyttötilanteessa 319 A. Tämä mahdollistaa nykyisen 160 A aikalaukaisun asetteluarvon nostamisen 200 A suuruiseksi, jotta tuulivoimaloiden tuottama kuormitusvirta maksimituotantotilanteessa aiheuta ylivirtareleen toimintaa. Tuulivoimaloiden ollessa liitettyinä verkkoon pienin kaksivaiheinen oikosulkuvirta oli simulointien mukaan 564 A.

100 Maasulkusuojana voidaan käyttää nykyistä suunnattua maasulkurelettä. Vehmaan sähköaseman taustaverkon tuottama maasulkuvirta on niin suurta, ettei maasulkujen havaitseminen muodostu ongelmalliseksi edes suurella vikaresistanssin arvolla. Simuloinneissa käytettiin vikaresistanssina jopa 3000 Ω ja vielä silloinkin maasulkusuojaus toimi toivotulla tavalla. Tuulivoimaloiden tahdistamattoman verkkoon kytkeytymisen ehkäisemiseksi tulee tuulivoimaloissa käyttää erillistä tahtikäynnin tunnistamiseen soveltuvaa synchronism check- relettä. Sähköaseman kiskovian varalta Vehmaan sähköasemalla suositellaan käytettävän perustilanteen tarkasteluissa esitetty siirtolaukaisua kiskosuojalta tuotantoa sisältävälle Nääringin johtolähdön katkaisijoille. 91

101 92 9 TULOKSET JA NIIDEN ARVIOINTI Loukeenvuoren perustilanteen tarkastelut osoittavat hyvin, että liitettäessä tuulivoimalat omalle johtolähdölleen saavutetaan merkittäviä etuja verkon käytön ja turvallisuuden kannalta. Verkkoon liitännässä ei perustilanteen tarkasteluissa esiinny luonnollisesti ongelmia, sillä verkon mitoitus toteutetaan tuulivoimaloille sopivaksi. Koska tuulivoimaloiden valmistaja ei vielä tässä vaiheessa hanketta ole tiedossa, käytettiin välkynnän arvioimisessa suuntaa antavia arvoja. Suojauksen toteuttaminen perustilanteeseen on yksinkertaista. Sähköaseman ylivirtasuojana käytettävällä suunnatulla ylivirtasuojalla vältetään viereisten lähtöjen vikatilanteiden mahdollisesti aiheuttamat tuulivoimaloiden turhat verkosta irtoamiset. Maasulkusuojana käytetään yleisesti käytettävää suunnattua maasulkurelettä. Suuren vikaresistanssin maasulkutilanteissa maasulkuvirrat jäävät melko alhaisiksi. Tämä voi aiheuttaa hankaluuksia maasulkujen havaitsemisessa. Kaapeloidulla tuulivoimalähdöllä ei tarvitse käyttää jälleenkytkentöjä, joka helpottaa käyttötoimintaa merkittävästi. Muutenkin vikatilanteen todennäköisyys kaapeloidulla tuulivoimalähdöllä on huomattavasti pienempi kuin korvaustilanteen tarkasteluissa. Sähköaseman kiskon vikatilanteiden varalta Loukeenvuoren sähköasemalla tulee käyttää siirtolaukaisua kiskoreleeltä johtolähtöjen katkaisijoille, jotta vältytään vaaratilanteilta. Siirtolaukaisua tulee käyttää ainakin tuulivoimalähdölle, mutta myös kahdelle muulle johtolähdölle se on suositeltavaa. Uusi Loukeenvuoren sähköasema parantaa oleellisesti myös alueen sähkön jakelun luotettavuutta, jota tulee arvioida erikseen rakentamispäätöksiä tehtäessä. Tuulivoimalan kannattavuus paranee mitä enemmän se tuottaa tehoa ja mitä kauemmin se on kytkeytyneenä verkkoon. Tämän vuoksi korvaustilanteessa Nääringin metsäinen johtolähtö ei ole optimaalinen suuremman vikaherkkyytensä johdosta. Korvaustilanteen tarkasteluissa huomattiin, että nykyinen jakeluverkko vaatii verkon kuormitettavuuden johdosta vahvistamista noin kolmen kilometrin matkalta. Vahvistamisen lisäksi Nääringin johtolähdölle on lisättävä kaksi kauko-ohjattavaa erotinasemaa, joiden avulla johtolähdöstä erotetaan haara liitteen 2 mukaisesti ja toisen avulla voimalat liitetään osaksi johtolähtöä. Tuulivoimaloiden liittymispisteessä vaadittu verkon oikosulkutehon ehto ei täyty korvaustilanteen verkkomallissa edes vahvistamisen jälkeen. Heikossa verkossa kytkentätoimenpiteiden vaikutus voi näkyä liian huonona jännitteen laatuna verkon muilla asiakkailla. Korvaustilanteen käyttö on kuitenkin hyvin harvinaista, joten hieman suuremmat poikkeamat voisivat silloin tulla kysymykseen. Korvaustilanteen harvinaisuuden vuoksi on hankkeen investointikustannuksien kannalta oleellista pohtia korvaustilanteeseen varautumisen järkevyyttä ylipäänsä. Keskustelut hankkeen parissa työskentelevien henkilöiden kanssa osoittivat, että korvaustilan-

102 teen verkkomallin käyttö voisi olla myös mahdollista, mikäli uuden sähköaseman rakentaminen ei alueelle toteudu suunnitellussa aikataulussa. Tätä mahdollisuutta ei kuitenkaan tehtyjen tarkastelujen pohjalta suositella, sillä suuritehoisten tuotantolaitosten sijoittaminen keskelle suhteellisen heikkoa jakeluverkkoa aiheuttaa liian suuria haittavaikutuksia alueen muille kuluttajille. Releasetteluille on löydettävissä sellaiset arvot, että tuulivoimalat voitaisiin suojauksen näkökulmasta liittää Nääringin johtolähdölle. Tuulivoimalan generaattorityyppinä simuloinneissa käytettiin mallin yksinkertaistamisen vuoksi suoraan verkkoon liitettävää oikosulkugeneraattoria. Tehonjaon laskenta tarkoilla verkkomalleilla ja taajuudenmuuttajien mallintamisella hidastaa simulointien suorittamista merkittävästi. Staattisen tilan tarkasteluissa ja eri relekomponenttien toiminnan simuloinneissa voidaan simulointimallia pitää riittävän tarkkana. Tarkkojen muutostilanteiden simulointi vaatisi generaattoreiden koko dynamiikan ja säätölaitteiden mallintamista. Tämän vuoksi taajuudenmuuttajien tehoelektroniikan aiheuttamia ilmiöitä ei mallilla voida arvioida. Välkynnän suuruuden laskelmissa on käytetty arvioituja tuuliturbiinien ominaisuuksiin liittyviä arvoja. 93

103 94 10 YHTEENVETO Tämän työn tavoitteena oli auttaa ElMil Oy:tä kehittämään uutta palvelutuotemallia tuulivoimaloiden sähköverkkoon liittämiselle ja kasvattaa yrityksen osaamista kokonaisuudessaan hajautetun energiantuotannon vaikutuksista osana sähkövoimajärjestelmää. Uuden syöttötariffijärjestelmän myötä tuulivoiman lisärakentaminen tulee kasvamaan Suomessa merkittävästi. Syöttötariffijärjestelmän lisäksi tuulivoiman rakentamisen hallinnollisia esteitä on vähennetty erillisen Työ- ja elinkeinoministeriön asettaman työryhmän toimesta. Lisääntyvän suunnittelutyön määrä kasvattaa verkkoyhtiöissä myös ulkopuolisten palveluntarjoajien entistä suurempaa hyödyntämistä. Tässä diplomityössä kehitetyn tuulivoimaloiden jakeluverkkoon liittämisen palvelutuotemallin ja siihen oleellisesti liittyvän PSCAD-simulointiympäristön avulla voidaan vastata heterogeenisen asiakaskentän vaatimuksiin liitettäessä tuulivoimaloita nykyisen jakeluverkon alueelle. Simulointiympäristön käytöstä laaditaan yrityksen omaan käyttöön erillinen sisäinen ohjeistus, jonka avulla eri verkko- ja komponenttimalleja on mahdollista soveltaa myös muun tyyppisiin tarkasteluihin. Lisäksi komponenteista tehdään oma ElMilkomponenttikirjasto, jonka avulla ohjelmiston käyttö helpottuu ja simulointien suorittaminen nopeutuu. Tuulivoiman osuuden kasvu sähkön kokonaistuotannossa asettaa tiukentuvia vaatimuksia tuulivoimaloiden järjestelmäteknisille vaatimuksille. Kantaverkkoyhtiö Fingridin toimesta tuulivoimaloita koskevat vaatimukset julkaistaan myöhemmin vuoden 2012 aikana, mutta sisällöltään ne vastaavat pitkälle tämän työn luvussa esitettyjä vaatimuksia. Tuulivoimaloiden aiheuttamat sähkötekniset vaikutukset tulee tunnistaa liitettäessä voimaloita jakeluverkkoon. Energiateollisuuden laati vuoden 2011 lopussa ohjeistuksen, joka on tarkoitettu sähköverkon suunnittelijoiden avuksi liittämistarkasteluissa. Ohjeistus sisältää suosituksia käytettävistä raja-arvoista suunnitelmien tueksi. Kyseistä ohjeistusta käytettiin tämän diplomityön Loukeenvuoren tuulivoimahankkeen suunnittelun tukena. Loukeenvuoren tuulivoimahankkeen hyödyntäminen uuden palvelutuotteen kehittämisessä ja testauksessa oli keskeinen osa tätä diplomityötä. Hanke tarjosi hyvän alustan hajautetun tuotannon verkkoon liittämisen osaamisen kasvattamiselle ja mahdollisti palvelutuotteen sisällön testaamista käytännön tarkasteluissa. Perustilanteen tarkastelut osoittivat, että tuulivoimaloiden liittäminen omalle johtolähdölleen on kannattavaa ja vaihtoehdoista selkeästi toteuttamiskelpoisempi. Korvaustilanteessa ei pystytä kaikkia vaatimuksia täyttämään täysimittaisesti, mutta tilanteen harvinaisuuden vuoksi, ei sen käytölle ylitsepääsemättömiä esteitä havaittu. Juvan kunnan Nevajärven yleiskaavassa

104 on viisi muuta tuulipuistoaluetta, joista kaksi sijaitsee lähempänä uutta rakennettavaa sähköasemaa kuin Loukeenvuoren tuulivoimalat. Suunniteltaessa alueelle uutta sähköasemaa ja muuta sähköverkon infrastruktuuria, on kannattavaa huomioida tulevaisuudessa useammankin tuulivoimalan sijoittamismahdollisuudet alueelle. Tuulivoimatuotannon lisääminen Suomessa on välttämätöntä pyrittäessä tavoitteisiin, joita uusiutuvalle energialle on asetettu. Hallinnollisten esteiden purkaminen on jo käynnissä, laitetoimittajien tarjoamat tuulivoimalat ovat kehittyneet merkittävästi, tuulivoimaloiden integroiminen osaksi sähköenergiajärjestelmää on nykytiedolla mahdollista ja kannustimia rakentamiselle on asetettu. Tuulivoimatuotannon edistämiseksi on Suomessa tehty jo paljon, enää tarvitaan oikeaa halua tuulivoimantuottajilta yksityiseltä sektorilta lähteä edistämään Suomen energiatuotannon monimuotoisuutta. 95

105 96 LÄHTEET [1] Energiamarkkinavirasto. Liite 1. Menetelmät verkonhaltijan tuotannon liittämisestä perittävien maksujen määrittämiseksi, [WWW]. Helsinki [viitattu ]. Saatavissa: [2] Tuulivoimatieto (2012) [WWW]. [viitattu ]. Saatavissa: [3] Valkealahti, S. Hajautetun sähköntuotannon teknologiat ja niiden kehitysnäkymät. Hajautetun sähköntuotannon verkostovaikutukset: Luentomateriaali. Tampereen teknillinen yliopisto, Tampere 2010 [4] Mäkinen, A. Tuulivoimaloiden verkostovaikutukset. Hajautetun sähköntuotannon verkostovaikutukset: Luentomateriaali. Tampereen teknillinen yliopisto, Tampere 2010 [5] Laaksonen, H. & Repo, S. Tuulivoimateknologia sähkönjakeluverkoissa. Tampere 2003, Tampereen teknillinen yliopisto. 88 s. [6] Ackermann, T. Wind Power in Power System. United Kingdom 2005, John Wiley and Sons Ltd. 690 s. [7] Kauhaniemi, K., Haapalainen, T., Nyberg, J., Voima, S. & Hänninen, S. Tuuliverkko loppuraportti. Vaasa, Espoo 2008, Vaasan yliopisto & VTT. 96 s. [8] The European Wind Energy Association. Powering Europe: wind energy and the electricity grid EWEA. 179 s. [9] Stenberg, A. & Holttinen, H. Tuulivoiman tuotantotilastot. Helsinki 2011, VTT. 46 s. + liitt. 5 s. [10] Energiateollisuus. Tuulivoima. [Viitattu ] Saatavissa: [11] Suomen Tuulivoimayhdistys ry. Tuulivoimahankkeet. [Viitattu ] Saatavissa: [12] Kangas, H-L. Tuulivoima kehitys ja tulevaisuus. Helsinki 2011, WWF. 7 s.

106 97 [13] Fingrid. Voimalaitosten järjestelmätekniset vaatimukset (VJV2007) Fingrid. 7 s. + liitt. 2s. [14] Fingrid. Voimalaitosten järjestelmätekniset vaatimukset (VJV2013). Lokakuu Fingrid. 110 s. Saatavissa: Fingrid_jarjestelmatekniset_vaatimukset_VJV2013.pdf [15] Fingrid. Voimalaitosten järjestelmätekniset vaatimukset (VJV2007) Liite 3. Joulukuu Fingrid. 5 s. [16] Lehto, I. Ohje verkon suunnittelijoille tuotannon liittämisestä. Helsinki 2011, Energiateollisuus. 12 s. [17] Siltanen, L. Pienvoimaloiden liittäminen jakeluverkkoon. Helsinki 2001, Sähköenergialiitto ry Sener. 26 s. [18] IEC Wind turbine generator systems Part 21: Measurement and assessment of power quality characteristics of grid connected wind turbines. Geneve 2001, International Electrotechnical Commission. 85 s. [19] Lundquist, J. On Harmonic Distortion in Power Systems. Thesis for the degree of licentiate of engineering. Göteborg Chalmers University of Technology. Department of Electric Power Engineering. Technical report no 371L. 139 s. [20] Mäki, K. Keskijänniteverkkoon liitetyn hajautetun tuotannon vaikutus johtolähtöjen oikosulkusuojaukseen. Tampere 2004, Tampereen teknillinen yliopisto. 65 s. [21] Partanen, J. Oikosulkusuojaus. Sähkönjakelutekniikka: Luentomateriaali. Lappeenrannan teknillinen yliopisto, Lappeenranta Saatavissa: [22] Mörsky, J. Relesuojaustekniikka. Espoo 1992, Otatieto. 459 s. [23] Kumpulainen, L. & Ristolainen, I. Sähkönjakeluverkon ja siihen liitetyn hajautetun tuotannon sähköteknisen suojauksen kehittäminen VTT. 144 s.

107 98 LIITE 1 Tuulivoimalasta toimitettavat dokumentit